determinaciÓn de petrofacies en la zona central del...

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

DETERMINACIÓN DE PETROFACIES EN LA ZONA CENTRAL DEL

ÁREA JUNÍN DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO COMO

BASE DE LA CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

Caracas, mayo 2014

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

por la Lic. García L. María G.

Para optar al Título de

Magister en Ciencias Geológicas.

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO




TUTOR ACADÉMICO: Prof. Liliana López

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Cristina Simon

Caracas, mayo 2014

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

por la Lic. García L. María G.

Para optar al Título de

Magister en Ciencias Geológicas.

© García López, María Gabriela 2014

Hecho Depósito de Ley

Depósito Legal lft4872014500657

DEDICATORIA

IV

DEDICATORIA

A Dios y a mi querida familia…

AGRADECIMIENTOS

V

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar a Dios, en ti tendré siempre toda mi confianza.

A la Universidad Central de Venezuela, ha sido un honor y siempre me llenará de orgullo

haber crecido y haberme formado en sus aulas.

A mi familia, mis padres, mi hermana, mi hija y mi esposo, por todo el apoyo incondicional,

la compañía y el amor que siempre me han dado.

A Cristina Simon Y Rosaura Fiorini, mis tutoras industriales, mil gracias por la orientación,

por las enseñanzas y por todo el cariño que me han dado.

A la profesora Liliana López, por todo el apoyo, el cariño y la orientación recibida.

A la Empresa ENI VENEZUELA B.V, por brindarme la oportunidad de realizar mi trabajo

Especial de Grado e integrarme en un ambiente de trabajo rodeada de excelentes

profesionales.

A mis compañeros Adriana, Gemma, Yara, Janey y Orangel.

Y a todas aquellas personas que de alguna forma u otra estuvieron involucradas en la

realización de este trabajo.

GRACIAS

RESUMEN

VI

García L., María G.




Tutor Académico: Prof. Liliana López. Tutor Industrial: Ing. Cristina Simon. Tesis.

Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Geología, Minas y Geofísica. 2013,

147p.

Palabras Claves: Litofacies, petrofacies, registros, núcleos, determinación, propagación.

Resumen.

En el presente trabajo se realizó la determinación de petrofacies en la zona central del

área Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, por medio de una metodología integrada que

incluye el estudio de los registros de pozos y la descripción de núcleos en el área

seleccionada. Para ello se tomaron, como punto de partida, los datos correspondientes a un

total de veinte (20) pozos, dieciséis (16) de ellos ubicados propiamente dentro del área y

cuatro (4) en las áreas vecinas, tres (3) de los pozos poseen información de núcleos.

A partir de la descripción macroscópica de los núcleos, se reconocieron seis (6)

litofacies principales que sirvieron de base para la determinación de petrofacies mediante la

integración con los datos de registros. Estas son: 1) Arenas de grano grueso a medio, 2)

Arenas de grano medio a fino, 3) Intervalos heterolíticos, 4) Intervalos arcillosos, 5)

Carbones, y, 6) Intervalos apretados.

Para la evaluación petrofísica de los pozos se utilizaron los siguientes modelos: la

porosidad fue calculada a partir del registro de densidad; el volumen de arcilla se calculó

mediante el modelo de Larionov; la saturación de agua se calculó por medio del modelo de

Indonesia, y la permeabilidad se estimó a partir de los datos de dos de los núcleos disponibles

en el área.

RESUMEN

VII

La calibración núcleo-perfil permitió establecer un algoritmo para la determinación de

petrofacies en los tres pozos con información de núcleos, que fueron posteriormente

propagadas al resto de los pozos que solo contienen información de registros. La consistencia

entre las petrofacies determinadas y las respuestas de los perfiles permiten afirmar que el

algoritmo utilizado es válido y representativo para la zona de estudio.

El intervalo de estudio se dividió en cuatro zonas que representan los principales

cambios estratigráficos del área. La zona I corresponde al intervalo superior de la Formación

Oficina del Mioceno temprano; la zona II corresponde al intervalo basal de la misma

formación; la zona III corresponde a la Formación Merecure del Oligoceno; y la zona 4

representa al Grupo Temblador, correspondiente al Cretácico.

Finalmente se realizó el sumario petrofísico y los mapas de isopropiedades en cada una

de las zonas definidas. En base a los resultados obtenidos, se concluye que las zonas II y III

constituyen los intervalos con mayor prospectividad dentro del área de estudio, y que las

mejores características petrofísicas se ubican hacia el sur de la zona estudiada.

INDICE

VIII

INDICE GENERAL

RESUMEN.......................................................................................................................... III

ÍNDICE GENERAL........................................................................................................... V

LISTADO DE FIGURAS.................................................................................................. VII

LISTADO DE TABLAS.................................................................................................... X

LISTADO DE ANEXOS.................................................................................................... XI

CAPITULO I...................................................................................................................... 1

1.1 Introducción............................................................................................................. 1

1.2 Objetivos.................................................................................................................. 3

1.3 Aporte al conocimiento............................................................................................ 4

1.4 Alcance.................................................................................................................... 5

1.5 Trabajos previos...................................................................................................... 6

CAPITULO II: MARCO GEOLÓGICO........................................................................ 9

Geología Regional…………………………………………………………………. 12

Geología Local……………………………………………………………………... 15

Geoquímica………………………………………………………………………… 23

CAPITULO III: MARCO TEÓRICO............................................................................. 27

3.1 Propiedades físicas de las rocas.............................................................................. 28

3.1.1 Porosidad……………………………………………………………………... 28

3.1.2 Permeabilidad……………………………………………………………….... 32

3.1.3 Saturación…………………………………………………………………….. 34

3.1.4 Volumen de Arcilla…………………………………………………………... 42

3.2 Herramientas para el estudio petrofísico……………………………………...... 44

3.2.1 Registros Convencionales…………………………………………………….. 44

3.2.2 Registros Especiales………………………………………………………….. 52

3.3 Evaluación petrofísica como base de la caracterización de yacimientos……….. 54

CAPITULO IV: METODOLOGÍA…………………………………………………... 61

4.1 Revisión bibliográfica y recopilación de la información disponible………….. 61

4.2 Selección de pozos a utilizar…………………………………………………… 61

INDICE

IX

4.3 Carga, revisión y edición de la información…………………………………… 63

I. Correcciones Ambientales………………………………………….. 63

II. Corrección en Profundidad………………………………………… 64

III. Normalización………………………………………………………. 65

4.4 Descripción de núcleos…………………………………………………………. 67

4.5 Calibración núcleo – perfil……………………………………………………... 68

4.6 Evaluación petrofísica…………………………………………………………. 68

I. Parámetros petrofísicos……………………………………………… 69

II. Cálculo de Volumen de Arcilla……………………………………… 72

III. Cálculo de Porosidad……………………………………………….. 72

IV. Cálculo de Saturación……………………………………………… 73

V. Cálculo de Permeabilidad………………………………………….. 73

4.7 Determinación de Petrofacies……………………………………………………... 74

4.8 Propagación de Petrofacies……………………………………………………….. 76

4.9Definición de zonas y distribución de petrofacies…………………………….. 77

4.10 Determinación de Parámetros de Corte (Cut off)………………………………. 78

4.11 Sumario Petrofísico……………………………………………………………… 79

4.12 Realización de Mapas de Isopropiedades…………………………………….. 79

CAPITULO V: PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS……………… 81

5.1 Determinación de Litofacies……………………………………………………… 81

5.2 Determinación y propagación de petrofacies…………………………………… 85

5.3 Definición de zonas y distribución de petrofacies……………………………… 93

5.4 Sumario Petrofísico………………………………………………………………. 98

5.5 Mapas de Isopropiedades…………………………………………………………. 104

5.6 Principales ventajas y desventajas de la metodología utilizada………………….. 118

CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………….. 119

6.1 Conclusiones…………………………………………………………………….... 119

6.2 Recomendaciones………………………………………………………………… 121

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………… 122

ANEXOS………………………………………………………………………………… 127

INDICE

X

LISTADO DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco....................................................... 9

Figura 2.2 Representación esquemática del sistema de paleodeltas que depositó las arenas

prospectivas de la Faja Petrolífera del Orinoco……………………................ 11

Figura 2.3 Representación esquemática de la sedimentación tipo “onlap” durante el

Mioceno en la Faja Petrolífera del Orinoco........................................................ 11

Figura 2.4 Sección estratigráfica de la Faja Petrolífera del Orinoco 21

Figura 2.5 Columna estratigráfica esquematizada del Área de Junín faja Petrolífera del

Orinoco................................................................................................................. 22

Figura 2.6 Composición SARA de los crudos analizados (A) y relación entre las

concentraciones de azufre y gravedad API, como consecuencia de la

biodegradación (B)............................................................................................... 25

Figura 2.7 Relación V/Ni y azufre en los crudos analizados de acuerdo a su ubicación por

área……………………………………………………………………………. 26

Figura 3.1 Esquematización del tipo de porosidad……………………………………….. 30

Figura 3.2 Índice de arcillosidad (Indice de gamma Ray) vs. Volumen de Arcilla………. 43

Figura 3.3 Respuesta de la Curva de Potencial Espontáneo ante variadas condiciones….. 46

Figura 3.4 Registros idealizados de Gamma Ray y Gamma Ray Espectral………………. 48

Figura 3.5 Respuestas de la resistividad bajo condiciones variables……………………… 49

Figura 3.6 Esquema de Herramienta para medir Densidad……………………………….. 50

Figura 3.7 Esquema metodológico general en la evaluación petrofísica……………….. 55

Figura 4.1 Ubicación de los pozos considerados en el estudio…………………………… 62

Figura 4.2 Ajuste en profundidad en curva de Gamma Ray respecto a la resistividad…… 64

Figura 4.3 Ajuste en profundidad de datos de núcleo (core gamma) respecto al Gamma

Ray…………………………………………………………………………….. 65

Figura 4.4 Comparación de curva de GR normalizada vs curva GR sin normalizar……… 66

Figura 4.5 Calibración núcleo -perfil…………………………………………………….. 69

Figura 4.6 Pickett Plot……………………………………………………………………. 71

Figura 4.7 Ecuación Vcl por el método de Larionov……………………………………. 72

Figura 4.8 Ecuación de cálculo de Porosidad por densidad…………………………….. 72

INDICE

XI

Figura 4.9 Ecuación de cálculo de Sw con el modelo de Indonesia…………………….. 73

Figura 4.10 Gráficos de porosidad vs permeabilidad a partir de datos de núcleo……….. 74

Figura 4.11 Determinación de la curva de índice de arcillosidad………………………… 75

Figura 4.12 Algoritmo para determinación de petrofacies……………………………….. 76

Figura 4.13 Gráfico para la determinación de parámetros de corte……………………… 78

Figura 4.14 Esquema de la metodología utilizada……………………………………….. 80

Figura 5.1 Litofacies 1……………………………………………………………………. 82

Figura 5.2 Litofacies 2…………………………………………………………………….. 82

Figura 5.3 Litofacies 3. …………………………………………………………………… 83




Figura 5.7 Petrofacies 1_Arena de grano grueso a medio………………………………… 86

Figura 5.8 Petrofacies 2_Arena de grano medio a fino……………………………………. 87

Figura 5.9 Petrofacies 3_Intervalos heterolíticos………………………………………….. 88

Figura 5.10 Petrofacies 4_Intervalos Arcillosos……………………………………………. 89

Figura 5.11 Petrofacies 5_Carbones………………………………………………………… 90

Figura 5.12 Petrofacies 6_Intervalos Apretados……………………………………………. 90

Figura 5.13 Determinación de petrofacies en el pozo 15…………………………………… 91

Figura 5.14 Determinación de petrofacies en el pozo 16…………………………………… 92

Figura 5.15 Registro tipo del área de estudio con identificación de zonas…………………. 94

Figura 5.16 Petrofacies en Zona I…………………………………………………………… 95

Figura 5.17 Petrofacies en Zona II. ………………………………………………………… 96

Figura 5.18 Petrofacies en Zona III………………………………………………………… 96

Figura 5.19 Petrofacies en Zona III. ……………………………………………………….. 97

Figura 5.20 Mapa de Arena Neta en el área de estudio…………………………………….. 105

Figura 5.21 Mapa de Porosidad promedio en la zona I…………………………………….. 106

Figura 5.22 Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona I…………………………… 107

Figura 5.23 Mapa de Saturación de agua promedio en la zona I…………………………… 108

Figura 5.24 Mapa de Porosidad promedio en la zona II……………………………………. 109

Figura 5.25 Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona II…………………………... 110

INDICE

XII

Figura 5.26 Mapa de Saturación de agua promedio en la zona II…………………………... 111

Figura 5.27 Mapa de Porosidad promedio en la zona III…………………………………… 112

Figura 5.28 Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona III…………………………. 113

Figura 5.29 Mapa de Saturación de agua promedio en la zona III………………………….. 114

Figura 5.30 Mapa de Porosidad promedio en la zona IV…………………………………… 115

Figura 5.31 Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona IV…………………………. 116

Figura 5.32 Mapa de Saturación de agua promedio en la zona IV…………………………. 117

INDICE

XIII

LISTADO DE TABLAS

Tabla 2.1 Gravedad Api del crudo de distintos pozos de la Faja Petrolífera del Orinoco. 24

Tabla 3.1 Ecuaciones para el cálculo no lineal del volumen de arcilla…………………. 43

Tabla 4.1 Listado de pozos seleccionados con los principales análisis realizados……… 63

Tabla 4.2 Valores de m por intervalo para el área de estudio…………………………… 70

Tabla 4.3 Rangos de valores de Rw por zona…………………………………………… 71

Tabla 4.4 Determinación de petrofacies…………………………………………………. 75

Tabla 4.5 Zonas definidas y sus equivalentes estratigráficos……………………………. 77

Tabla 5.1 Determinación de Petrofacies…………………………………………………. 85

Tabla 5.2 Zonas definidas y ambientes interpretados…………………………………… 97

Tabla 5.3 Espesores de Arena Neta en las zonas definidas……………………………… 99

Tabla 5.4 Espesores de Arena Neta Petrolífera en las zonas definidas…………………. 100

Tabla 5.5 Porosidad en las zonas definidas……………………………………………… 101

Tabla 5.6 Volumen de arcilla en las zonas definidas……………………………………. 102

Tabla 5.7 Saturación de agua en las zonas definidas……………………………………. 103

INDICE

XIV

LISTADO DE ANEXOS

Anexo 1 Guías para la descripción de núcleos………………………………………. 128

Anexo 2 Criterios para asignación numérica de propiedades en la descripción de

núcleos……………………………………………………………………….. 129

Anexo 3 Descripción de núcleos (pozos C, D y 4)……………………………………. 130

3.1 Descripción del núcleo del pozo C………………………………………….. 130

3.2 Descripción del núcleo del pozo D …………………………………………. 132

3.3 Descripción de núcleo pozo 4 realizada por Tovar (2008)………………….. 138

Anexo 4 Resultados del análisis petrofísico en los pozos 1, 5, 7 y 9…………………. 142

4.1 Pozo 1………………………………………………………………………… 142

4.2 Pozo 5………………………………………………………………………… 143

4.3 Pozo 7………………………………………………………………………… 144

4.4 Pozo 9……………………………………………………………………….. 145

Anexo 5 Sumarios petrofísicos por intervalos………………………………………... 146

CAPITULO I INTRODUCCIÓN

1

CAPITULO I

1.1 INTRODUCCIÓN

El petróleo es considerado en la actualidad como un producto esencial para

muchas industrias, particularmente es de vital importancia para el mantenimiento de la

civilización industrializada, ya que constituye la principal fuente de energía a nivel

mundial. Este recurso natural alimenta porcentajes muy elevados del consumo

energético global, entre los que pueden mencionarse: aproximadamente 44% en

Sudamérica y América Central, 53% en el Medio Oriente, 41% en África, 40% en

Norteamérica y 38% de Europa (International Energy Annual, 2004).

El papel protagónico del petróleo como fuente de energía, ha conllevado a un

notable crecimiento progresivo de la industria petrolera. El desarrollo de esta industria

incluye un conjunto de etapas que comprenden de principio a fin, los procesos globales

de exploración, producción, refinamiento, transporte y mercadotecnia, del petróleo en si

o de sus productos derivados. Este conjunto de etapas, tomadas como un todo,

representa la industria más grande en términos de valor monetario a nivel mundial. De

esta forma, el principal objetivo de la industria petrolera está enfocado, a modo general,

en la exploración y producción de hidrocarburos, para lo cual una vez ubicada una

determinada región petrolífera, se requiere de la elaboración de un plan de desarrollo

óptimo para cada zona seleccionada. La confección de este plan de desarrollo necesita

de una caracterización del yacimiento de interés, lo más exhaustiva posible, a fin de

construir un modelo de yacimiento con el suficiente detalle sedimentológico, petrofísico

y estructural, que permita un desarrollo apropiado al disminuir el riesgo asociado y

generar un nivel óptimo de producción.

La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el

cual son aplicadas diversas áreas de conocimiento. Constituye por lo tanto un estudio

integrado, que permite interpretar lógicamente los diferentes datos y características del

yacimiento mediante una amplia gama de herramientas y técnicas convencionales y


2

modernas En otras palabras, es el conjunto de productos orientados hacia la definición y

el estudio de las características geológicas, geoquímicas, petrofísicas y dinámicas que

controlan la capacidad de almacenamiento y de producción de los yacimientos

petroleros, así como la cuantificación del volumen de hidrocarburos y la definición de

las estrategias de producción de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes

de operación para optimizar la explotación del área de estudio, incrementando las

reservas o la producción de los mismos (Djebar y Donaldson, 2004).

El análisis petrofísico constituye un aspecto sumamente relevante dentro de la

caracterización de yacimientos, y consiste básicamente en estudiar las propiedades

físicas y texturales de las rocas y la relación que mantienen con los fluidos contenidos en

ellas en estado estático. Una adecuada interpretación petrofísica se basa en la aplicación

de un método apropiado, dependiendo del tipo de formación a estudiar, que permita

relacionar las propiedades medibles de la formación con los parámetros necesarios, para

elaborar el modelo de desarrollo del campo, entre los que pueden mencionarse:

arcillosidad, porosidad efectiva, intervalos permeables, espesor de arena neta,

profundidades de los intervalos de interés y localización de los contactos entre fluidos.

Igualmente requiere de la integración de las respuestas obtenidas a partir de los registros

de pozos, con la información obtenida a partir del análisis de núcleos y el conocimiento

geológico, estructural y estratigráfico de la zona de interés, para generar interpretaciones

y modelos confiables. Dada la gran importancia de la petrofísica en el ámbito de la

exploración, caracterización, y manejo de yacimientos, esta es una disciplina que debe

ser desarrollada en todo estudio petrolero.

Dado que el petróleo es un recurso natural no renovable, la industria petrolera se

enfrenta a un inevitable agotamiento de las reservas de petróleo en el mundo, por lo que

cada vez se buscan más alternativas aparte de la producción convencional, entre ellas

destacan la producción a partir de lutitas gasíferas y la producción de crudos pesados y

extrapesados. Hasta el momento se ha estimado que Venezuela posee la mayor reserva

mundial de crudos extra-pesados ubicados en la Faja Petrolífera del Orinoco, la

cuantificación y certificación de parte de estos recursos ha permitido el establecimiento


3

de las condiciones necesarias para el inicio de la explotación y procesamiento de estos

crudos para transformarlos en crudos mejorados de mayor valor (Rizzo, 2010). El éxito

comercial de estos nuevos crudos y la potencialidad de la Faja, ha permitido atraer la

atención de la industria petrolera en general, para enero del 2011, las reservas

recuperables en esta zona, han sido fijadas en aproximadamente 297 mil millones de

barriles (MENPET, 2011), ubicando a Venezuela como el país de mayor reserva

explotable en el mundo superando a Arabia Saudita y Canadá. Esta inmensidad de

recursos y la posición geopolítica del país, ha impulsado el desarrollo de nuevos

negocios con diversas firmas internacionales en el ámbito petrolero.

Dada la potencialidad de la Faja Petrolífera del Orinoco, y la complejidad del

sistema fluido-roca presente en la misma, se hace necesario disponer de herramientas o

metodologías sistemáticas que permitan generar la base para diseñar, operar y mantener

un plan de desarrollo óptimo en la zona, lo cual contribuiría a potenciar y fortalecer la

base de recursos venezolanos en materia de hidrocarburos. Es por ello que el presente

trabajo pretende desarrollar y aplicar una metodología integrada para la determinación y

propagación de facies en una zona del área Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, a fin

de sentar las bases necesarias para una adecuada caracterización de los yacimientos

presentes y por tanto para la elaboración de un plan de desarrollo óptimo para la zona.

1.2 OBJETIVOS

General:

Determinar y caracterizar las petrofacies presentes en una región ubicada en la

zona central del área Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, como base de la

caracterización de yacimientos, mediante una metodología integrada que incluye el

estudio de registros de pozos y núcleos en el área seleccionada.


4

Específicos:

- Inventariar y recopilar la información de núcleos y registros disponibles en el

área de estudio y en las zonas vecinas.

- Seleccionar los pozos a utilizar para llevar a cabo el análisis petrofísico en base a

la disponibilidad de datos y a la calidad de información que contengan.

- Determinar las litofacies a partir de la descripción litológica en los núcleos

disponibles.

- Determinar las petrofacies en los pozos que tienen núcleo mediante la calibración

núcleo- perfil.

- Extrapolar la información de petrofacies obtenida a los pozos que solo

contienen información de registros.

- Establecer el sumario petrofísico del área bajo estudio, y realizar los mapas de

isopropiedades a fin de observar los rangos de propiedades en los distintos intervalos y

la distribución de las mismas a lo largo de la zona.

- Establecer las principales ventajas y desventajas de la metodología empleada

para la determinación y extrapolación de petrofacies.

1.3 APORTE AL CONOCIMIENTO

En la industria petrolera, y particularmente en el área de exploración, un análisis

completo y confiable de una zona determinada, requiere de la mayor cantidad de

información posible acerca del yacimiento o zona en cuestión. Particularmente, el

análisis petrofísico de un yacimiento, requiere de una gran cantidad de información,

dentro de la cual pueden mencionarse, información de registros, núcleos, muestras de

pared, análisis químicos de rocas y fluidos, etc., a medida que se disponga de la mayor

información posible por pozo estudiado, más precisa y confiable será la evaluación

petrofísica desarrollada a nivel de pozo y por ende a nivel de yacimiento. Sin embargo,

es poco común disponer de un conjunto de información completo para cada uno de los

pozos bajo estudio, por lo cual, el proceso de caracterización de yacimientos tiene como


5

objetivo construir un modelo de yacimiento que se acerque en gran medida a la realidad,

mediante la incorporación la información que se tenga disponible, manteniendo un

considerable nivel de confianza. Lograr este objetivo generalmente requiere de un

conjunto de softwares elaborados y metodologías complejas con un costo asociado

bastante elevado.

Dado que la industria de exploración y producción de hidrocarburos requiere del

desarrollo de modelos confiables y eficientes al menor costo posible, el aporte al

conocimiento en el presente trabajo es el establecimiento y aplicación de una

metodología integrada de análisis, determinación y extrapolación de facies en un campo

petrolero, la cual:

- Constituye una metodología sencilla que puede trabajarse a partir de un conjunto

de datos relativamente básico.

- Permite la determinación de facies con un buen nivel de precisión y detalle.

- Puede realizarse a través de cualquier software pues no requiere de redes

neuronales ni otros métodos elaborados que darían al estudio una mayor

complejidad.

- Constituye una fuente confiable y amena para trabajar.

Esto otorga al análisis y a las interpretaciones realizadas una mayor sencillez, buen

nivel de confiabilidad, mayor aplicabilidad y practicidad, y un menor costo asociado.

1.4 ALCANCE

En el presente trabajo se desarrolló y aplicó una metodología de caracterización y

propagación de facies en un campo petrolero ubicado en la zona central del área Junín de

la Faja Petrolífera del Orinoco. De esta forma, se aplicó el análisis petrofísico, basado en

un estudio integrado de información de núcleos y registros de un conjunto de pozos

seleccionados, suministrado por la empresa Eni Venezuela B.V. Así mismo, se llevó a

cabo el reconocimiento de las características litológicas y su asociación con la

estratigrafía de la zona seleccionada, a partir de la descripción de los núcleos, con la


6

finalidad de mejorar la caracterización geológica de los yacimientos, y por tanto elaborar

un plan de desarrollo óptimo del campo.

1.5 TRABAJOS PREVIOS

GONZÁLEZ DE JUANA et al. (1980): En su amplio trabajo describen la

estratigrafía e historia de sedimentación de las Cuencas Petrolíferas de

Venezuela entre las cuales se encuentra la Cuenca Oriental de Venezuela,

señalando las características más significativas de las unidades litoestratigráficas

definidas en esta región, dentro de la cual se ubica el área de estudio

seleccionada.

PDVSA, (1983): El estudio integrado titulado “Evaluación Exploratoria de la

Faja Petrolífera del Orinoco. Área Zuata. Volúmenes IV & V”, presenta una

descripción detallada de la estratigrafía y sedimentología, así como un análisis

petrofísico del área anteriormente conocida como Zuata, hoy en día Junín. En

dicha evaluación se establecen los límites y relaciones estratigráficas entre las

distintas unidades reconocidas en el subsuelo de esa región; describiendo la

presencia de asociaciones de facies sedimentarias principales conformadas por

plano aluvial alto, plano aluvial bajo, y plano costero. Así mismo, el estudio

petrofísico de la misma, muestra como resultado valores de porosidad, saturación

de agua, volumen de arcilla, arena neta y arena neta petrolífera.

AUDEMARD et al. (1985): Proponen un nuevo modelo sedimentológico-

estructural de la Faja Petrolífera del Orinoco en base a estudios e interpretaciones

de resultados de estudios de pozos. El estudio reconoce tres ciclos de

transgresión-regresión que conforman la secuencia estratigráfica de la zona. Así

mismo, determinan que en la provincia occidental de la Faja Petrolífera del

Orinoco, el Terciario supra yace discordantemente sedimentos cretácicos y

paleozoicos que se hallan en profundas depresiones estructurales.


7

ROSADO (2007): Realiza una evaluación del área anteriormente conocida como

Machete, actual Boyacá. Mediante el estudio de dos núcleos reconoció 6

litofacies que incluyen facies de arenas, facies de arcillas, facies de limolita y

facies heterolítica. Con esta información y a partir de la interpretación de los

registros de pozo, reconoció electrofacies de canales fluviales, canales

distributarios, llanura deltáica, barras de desembocadura, islas de barrera y lutitas

marinas. En base a estos resultados, interpretó en el área, sistemas

depositacionales de ambiente fluvial; ambiente deltaico (canales distributarios,

llanura deltaica y frente deltaico) y ambiente marino (islas de barreras y lutitas

marinas).

BEJARANO (2008): Realiza un estudio regional sedimentológico y

estratigráfico de los depósitos terciarios de la Faja del Orinoco. Propone la

existencia de un total de 11 litofacies en toda la región, que involucran litofacies

arenosas, litofacies arcillosas, litofacies heterolíticas, litofacies carbonosas y

litofacies calcáreas. Estas litofacies fueron agrupadas en cuatro asociaciones de

facies: llanura aluvial/entrelazada; llanura deltaica baja, frente deltáico y marino

somero.

DUGARTE (2008): Realizó un estudio estratigráfico de la secuencia oligo-

miocena al sur del área de Junín en la Faja Petrolífera del Orinoco a partir de la

información de cuatro pozos de la zona, para ello utilizó una metodología que

consiste en la integración de estudios de núcleos, registros petrofísicos de alta

tecnología (perfiles eléctricos de imagen, resonancia magnética nuclear,

espectroscopía elemental, resistividad vertical) y registros convencionales (rayos

gamma, densidad y resistividad). Realizó la definición de ocho litofacies y el

reconocimiento de seis asociaciones de facies correspondientes a llanuras de

inundación, canales entrelazados, bahías interdistributarias, canales

distributarios, llanuras de mareas y abanicos de rotura.


8

BLANCO, M., & BAENA L. (2010): En su estudio titulado “Caracterización

Petrofísica y Sedimentológica del Campo Zuata de la Faja Petrolífera del

Orinoco, Venezuela”. Utilizan una metodología para determinación de facies,

basada en una calibración núcleo – perfil de cada una de las facies sedimentarias

utilizando ocho pozos con núcleo, Fueron definidas 11 litofacies, 5 arenosas, 2

lutíticas, 2 heterolíticas, una conglomerática y una carbonosa. Adicionalmente 3

asociaciones de facies; canales entrelazados, canales distributarios y planicie

deltaica, lo que permitió inferir un ambiente fluvial hacia el tope de la secuencia

y un delta influenciado por marea hacia la base. Las facies se clasificaron en

cuatro tipos de rocas utilizando relaciones de permeabilidad/porosidad.

CAPITULO II MARCO GEOLÓGICO

9

CAPITULO II

MARCO GEOLÓGICO

La Faja Petrolífera del Orinoco es una franja en dirección este – oeste ubicada al

norte del curso actual del río Orinoco, representa el borde meridional de la Cuenca

Oriental de Venezuela y geográficamente constituye una franja de aproximadamente 600

km en sentido este-oeste y 70 km en sentido norte-sur, se encuentra compartida entre los

estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, y tiene una extensión areal de

aproximadamente 55.314 km2. Comprende cuatro áreas principales: Carabobo,

Ayacucho, Junín y Boyacá (Fig. 2.1), nombradas en sentido este – oeste, las cuales han

sido divididas en 27 bloques con el propósito de efectuar el proceso de certificación de

reservas (Rizzo, 2010).

Las rocas presentes en el subsuelo, en esta zona de la Cuenca Oriental, poseen

edades que van desde el Precámbrico al Reciente, y han sido afectadas, durante su

historia geológica, por varios periodos de tectonismo que permitieron generar la mayor

acumulación de crudo pesado y extrapesado del mundo, conocida hasta el momento

Figura 2.1: Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco


10

(Dugarte, 2008). El sistema petrolífero está conformado por las arenas fluvio-deltáicas

correspondientes a las formaciones Canoa, Tigre, Merecure y Oficina, como reservorio,

con edades que van del Cretácico al Mioceno; una roca fuente correspondiente a las

lutitas calcáreas del Turoniense-Cenomaniense constituyentes de las formaciones

Querecual y San Antonio, y los sellos están conformados por lutitas intercaladas entre

las arenas reservorio. Los intervalos de mayor interés petrolífero corresponden a las

mencionadas secuencias fluvio-deltaicas de edad Terciario, donde las formaciones

Merecure y Oficina poseen los mejores y más extensos yacimientos. (PDVSA, 1983).

Acerca de las condiciones depositacionales de los intervalos de interés, puede

decirse que la cuenca fue un área de sedimentación semi- restringida, con un mar

transgresivo somero entrando desde el este, los sedimentos eran depositados a través de

sistemas deltáicos desarrollados en los bordes de las tierras altas en el sur, oeste y norte.

Las arenas basales de la formación oficina y sus equivalentes, que contienen las mayores

acumulaciones de hidrocarburos dentro de la Faja Petrolífera, fueron depositadas en el

flanco sur de la cuenca por diversos ríos que fluían hacia el norte, provenientes del

Escudo Guayanés.

Las arenas prospectivas del Mioceno fueron depositadas por paleodeltas, tal

como puede verse esquematizado en la figura 2.2. Los sistemas fluvio deltáicos se

encontraban controlados en cierta medida por las prominentes elevaciones de basamento

formadas por rocas ígneas y metamórficas del Pre-Cámbrico. La progradación de los

deltas en la cuenca ocurrió durante fases regresivas, pero la tendencia transgresiva

regional del Mioceno produjo finalmente una sedimentación tipo “onlap” de las arenas

del Terciario, primero sobre el Cretácico, y luego sobre el basamento Paleozoico y Pre-

Cámbrico, a medida que los deltas se retraían hacia el sur en dirección al Escudo

Guayanés (Fig. 2.3).

Durante el pico transgresivo del Mioceno, los mares avanzaron hacia el sur,

cerca de la ubicación actual del río Orinoco, fue entonces que se depositó una lutita

marina somera (Formación Freites) se depositó por encima de la Formación Oficina.


11

Figura 2.2: Representación esquemática del sistema de paleodeltas que depositó las arenas prospectivas de

la Faja Petrolífera del Orinoco (Modificado de Burkill y Giusti, 1983)

Figura 2.3: Representación esquemática de la sedimentación tipo “onlap” durante el Mioceno en la Faja

Petrolífera del Orinoco (Modificado de Burkill y Giusti, 1983)


12

El “Onlap” de las facies basales del Terciario contra las rocas impermeables del

Pre-Cámbrico y Paleozico, en conjunto con el cambio vertical de facies hacia rocas

lutíticas, proveen el principal mecanismo de entrampamiento para las principales

acumulaciones de crudo pesado dentro del área central de la Faja petrolífera.

Geología Regional

La Cuenca Oriental de Venezuela ha sido definida como una cuenca flexural, de

antepaís, desarrollada durante el Neógeno sobre una antigua secuencia mesozoica de

margen pasivo que existía en el borde norte de Suramérica, depositada posteriormente a

la separación de Norteamérica a finales del Jurásico (Parnaud et al.,1995). Sus límites

son: al norte, la falla transcurrente dextral de El Pilar, al oeste, el alto de El Baúl, al este,

el océano Atlántico, y al sur, el río Orinoco. En ella se reconocen dos grandes provincias

petroleras: hacia el sur de la cuenca, la Faja Petrolífera del Orinoco, y hacia el norte, otra

región comprendida entre el flanco sur de la Serranía del Interior hasta los campos

gigantes que yacen bajos los corrimientos de las subcuencas de Maturín y Guárico

(González de Juana et al. 1980).

La evolución geotectónica de la Cuenca Oriental de Venezuela puede ser

dividida en cuatro episodios mayores (Erlich y Barret, 1992; Parnaud et al. 1995), que se

describen a continuación:

1. Fase de prerift (Paleozoico):

Se asocia a las formaciones Hato Viejo y Carrizal presentes en las subcuenca de

Guárico, las cuales se depositaron en ambientes costeros a marinos neríticos durante el

Cámbrico Temprano. Estas formaciones, cuyo espesor se ubica entre 3000 m y 5000 m

están constituidas por areniscas de grano fino a grueso, en ocasiones ligeramente

calcáreas, que se encuentran intercaladas con conglomerados y lutitas verdosas

(Parnaud et al., 1995).


13

2. Fase de rift (Jurásico Tardío – Cretácico Temprano):

Esta fase corresponde con el periodo de ruptura continental de Pangea y el inicio

del proceso de oceanización que creó el mar peritetisiano (protocaribe). La secuencia

depositada en esta fase alcanza los 3600 m de espesor (Parnaud et al., 1995) y

corresponde con las areniscas arcósicas (capas rojas) de la Formación Ipire y con el

Basalto toleítico de Altamira. En el oeste de Venezuela esta fase se ha reconocido en los

clásicos depósitos de capas rojas de la Formación La Quinta.

3. Fase de margen pasivo (Cretácico – Paleogeno)

Esta etapa comprende la depositación de una gruesa secuencia de margen pasivo

sobre la secuencia de rift previa. Se caracteriza por tres ciclos transgresivos principales

en sentido norte – sur que culminaron durante el Turoniense, Paleoceno y Eoceno

Temprano. A pesar de que esta megasecuencia es fácilmente reconocible en secciones

sísmicas, la base de la misma no ha podido ser reconocida (Parnaud et al., 1995).

El evento transgresivo inicial se inicia con la depositación de las areniscas

basales de la Formación Barranquín, además de los carbonatos plataformales de las

formaciones El Cantil, Querecual y San Antonio, que hacia el sur aumentan su

influencia clástica (Grupo Temblador), la Formación Tigre (Grupo Temblador)

representa el máximo transgresivo durante el Turoniense, puede observarse que las

principales rocas madre de la región, fueron depositadas en este período. Este primer

ciclo transgresivo se cierra con las areniscas regresivas del Maastrichtiense

pertenecientes a la Formación San Juan. El segundo evento transgresivo se desarrolló

durante el Paleoceno-Eoceno, y está representado por las secuencias clásticas lutíticas y

arenosas de las formaciones Vidoño y Caratas; donde este segundo pulso transgresivo

tuvo una magnitud menor que la fase previa de finales del Cretácico. Finalmente, el

tercer evento transgresivo de esta fase se desarrolló durante el Oligoceno y corresponde

con las arenas basales de ambientes fluviales correspondientes a la Formación Merecure

(Parnaud et al., 1995). Evidencias de un hiato post Eoceno medio, y de levantamiento en

la parte norte de la cuenca sugieren que la subcuenca de Guárico y los mares existentes

en el extremo oriental de Venezuela y Trinidad, estuvieron separados al comienzo de


14

ésta época por una extensión de tierras bajas y pantanosas. (González de Juana et al.,

1980).

Esta fase de margen pasivo finalizó durante el Oligoceno debido a la colisión de

la placa Caribe contra el margen norte de Suramérica; en la cual la configuración

tectónica de margen pasivo del borde norte continental cambió y se produjo el

establecimiento de una cuenca flexural de antepaís.

4. Fase de colisión oblicua de margen activo (Oligoceno Tardío – Mioceno Tardío)

La colisión diacrónica de la placa Caribe contra el borde norte de Suramérica

desarrollada durante el Oligoceno y el Mioceno, provocó el establecimiento de una

cuenca antepaís que diacrónicamente fue migrando hacia el este en respuesta al

movimiento de las placas. Esta situación ha permitido reconocer principalmente tres

áreas de la cuenca: (1) la zona de plataforma correspondiente con la región sur de la

cuenca, desde Cerro Negro hasta Oritupano; (2) la zona de antearco (foredeep) en la

región central desde Acema-Casma hasta Pirital; y (3) la zona sobrecorrimiento que

comprende toda la región al norte del corrimiento de Pirital (Parnaud et al., 1995).

En la Cuenca Oriental de Venezuela no se han reconocido evidencias de la

tectónica del Caribe antes del Eoceno Tardío con la depositación de la secuencia lutítica

de la Formación Carapita en la zona más profunda de la cuenca de antepaís; mientras

que hacia el sur, sobre la plataforma continental, los depósitos clásticos fluvio-deltaicos

de las formaciones Merecure, Oficina y Freites junto con sus equivalentes diacrónicos

hacia el oeste en la Subcuenca de Guárico (formaciones La Pascua, Roblecito y

Chaguaramos) representan las fases iniciales de esta nueva configuración tectónica. Sin

embargo, esta cuenca no fue rellenada totalmente sino hasta el Plioceno-Pleistoceno con

los depósitos de las formaciones La Pica y las Piedras, depositadas en ambientes que van

desde marino someros hasta continentales. El espesor total de esta megasecuencia de

margen activo colisional oblicuo ha sido calculado en 6000 m aproximadamente

(Parnaud et al., 1995).


15

Geología Local

El área de Junín se encuentra en el flanco sur de la Cuenca Oriental de

Venezuela, en la zona media-central de la Faja Petrolífera del Orinoco y tiene una

superficie aproximada de 14.500 Km2. Cerca de dos tercios del área pertenecen al estado

Anzoátegui y el resto al estado Guárico. Al sur limita con el Río Orinoco (sector

Mapire), al este, con el área de Ayacucho, al oeste con el área de Boyacá y al Norte con

los campos de Oficina y Guárico.

La sección sedimentaria preservada en el área bajo estudio abarca desde el

Paleozoico hasta el reciente, y es una secuencia que suprayace a un complejo de rocas

ígneo-metamórficas pertenecientes al Escudo de Guayana de edad Precámbrica. A

continuación se presenta una breve descripción de cada una de las unidades que

conforman el área de estudio (Fig.2.5):

Precámbrico: En Junín el Precámbrico corresponde al basamento ígneo-metamórfico,

se presenta una amplia gama de tipos litológicos, entre las que pueden mencionarse:

diabasas, granodioritas, granitos, pegmatitas, esquistos, cuarcitas, anfibolitas y gneises

diversos (PDVSA, 1983).

Paleozoico: En gran parte del subsuelo del área Junín, están presentes sedimentos de

edad Paleozoica, sin embargo, las relaciones estratigráficas entre las unidades que

conforman el Paleozoico y la distribución areal de algunas de ellas, aún son

desconocidas. Las formaciones de esta era presentes en la zona, se describen a

continuación:

– Formación Hato Viejo: se compone de areniscas de grano fino a grueso de colores

grisáceos. Son areniscas friables, duras, macizas y ásperas, ligeramente calcáreas y en

partes muy micáceas y piríticas; los granos son redondeados y muy cementados. Su

espesor máximo es de 91 m aproximadamente y sus contactos son: discordante con las

rocas del Complejo de Imataca en la base y concordante con la Formación Carrizal que

la suprayace. Se presume que su edad es Cámbrico Temprano y su ambiente de


16

sedimentación asociado es de tipo continental, sus sedimentos representan el relleno de

cuenca (facies fluvial y/o piedemonte) de una fase erosiva, contemporánea o

subsiguiente a un período de intensa actividad tectónica. (Escalona y Jam, 19971).

– Formación Carrizal: está constituida por una secuencia espesa de argilitas verdosas a

gris oscuro, duras, masivas y densas, ocasionalmente teñidas de rojo, duras y compactas.

Contiene algunas capas de limolita y areniscas. Generalmente está fuertemente

bioturbada. Es notablemente homogénea, pese a su contenido variable de limo, con

intercalaciones locales de areniscas o conglomerados de guijarros. De forma intercalada,

y generalmente hacia la base de la formación, se han observado cuerpos de arena.

Ocasionalmente, se presenta calcita como cemento en las capas de limolita y en

diaclasas verticales. Mineralógicamente, la unidad se caracteriza por granate, biotita,

feldespatos, cuarzo, chert, muscovita y glauconita como minerales más comunes, y es

claramente diferenciable en los registros eléctricos, en base a la respuesta de las curvas

de rayos gamma y potencial espontáneo, típico de sedimentos lutíticos.

El tope de la Formación Carrizal es siempre erosional, estando cubierto por

sedimentos precretácicos, por el Grupo Temblador o por la Formación Oficina. En la

base suprayace a la Formación Hato Viejo, con la cual guarda estrecha relación.

(Escalona y Jam, 19972).

–Post Carrizal: En la esquina noroeste del área Junín y limitado hacia el Sur por el

sistema de fallas de Altamira, se encuentra ubicado el “Graben de Espino” cuyo espesor

total de sedimentos es desconocido, se tiene una secuencia de clásticos finos,

compuestas predominantemente por arcillitas y limolitas arcillosas, cuya edad en base a

determinaciones palinológicas corresponden al Carbonífero medio a superior (PDVSA,

1983).

Mesozoico:

-Jurásico:

El Jurásico está compuesto principalmente por las denominadas Capas Rojas,

constituidas por una alternancia de areniscas y lutitas, de colores rojos y verdes.


17

Arealmente esta unidad parece estar limitada al graben de Espino, estando limitada al

sur por el sistema de fallas de Altamira, aunque su límite norte es desconocido.

Adicionalmente se han localizado intervalos de rocas volcánicas de composición

basáltica, intercalados en la secuencia sedimentaria, es importante destacar que estas

rocas no se encuentran relacionadas en ninguna manera aparente con el basamento

ígneo-metamórfico perteneciente al Escudo de Guayana (PDVSA, 1983).

-Cretácico

Discordante sobre la secuencia de capas rojas hacia el Noroeste y sobre la

Formación Carrizal en el resto del área, se encuentra presente una secuencia de

sedimentos clásticos de edad cretácica pertenecientes al Grupo Temblador. Esta

secuencia se ha dividido en dos formaciones, las cuales de más antigua a más joven se

denominan Canoa y Tigre:

–Formación Canoa: Esta compuesta por conglomerados de grano fino y areniscas

conglomeráticas, areniscas e intervalos arcillosos, generalmente moteados con manchas

grises, amarillas, marrones y rojas. Presenta algunos intervalos de grano grueso,

areniscas y limolitas blanquecinas, con intercalaciones de argilita gris azulada con restos

de plantas. El conjunto de minerales pesados característicos de eta unidad, corresponden

a una suite verde (magnetita-ilmenita-zircón-turmalina-epidoto-zoisita), con cantidades

menores de estaurolita y anfíboles sin diferenciar. El contacto inferior es marcadamente

discordante sobre rocas ígneas y metamórficas del basamento precámbrico, o localmente

sobre las formaciones Hato Viejo y Carrizal. El contacto superior es transicional con la

Formación Tigre. Su ambiente de sedimentación es continental y su edad es Aptiense-

Albiense Medio (Escalona, 19971).

En base a registros eléctricos realizados en la unidad, existen varias indicaciones

útiles para la determinación del tope de la Formación Canoa:

- Aumento considerable en la lectura de la curva de rayos gamma en toda la sección de la

Formación.

- Presencia frecuente de areniscas con valores altos de radiactividad, expresados por la

curva de rayos gamma.


18

- Aumento en la tendencia de la curva de concentración de Torio en los perfiles de

Gamma Ray espectral.

- Aumento de la línea base de resistividad de lutitas en los perfiles de inducción.

- Aumento en la proporción de lutitas/arenas con respecto a la unidad suprayacente,

expresado en la curva de potencial espontáneo.

– Formación Tigre: posee un origen mayormente clástico y está compuesta de una

secuencia variable, irregularmente estratificada, de areniscas y limolitas de grano fino,

glauconíticas, gris a gris verdoso, areniscas gruesas friables y espesas, limolitas gris a

gris verdoso y lutitas carbonosas y fosfáticas. Adicionalmente se han descrito calizas

dolomíticas y dolomías en capas blanquecinas, delgadas, duras y con frecuencia

fosilíferas y glauconíticas. Estratigráficamente ha sido subdividida en tres unidades:

Miembro La Cruz, Miembro Infante y Miembro Guavinita. Su contacto inferior es

diacrónico y transicional con la Formación Canoa y su contacto superior es discordante

erosivo con las formaciones del Terciario (La Pascua y Merecure). Los ambientes

sedimentarios propuestos para esta unidad son generalmente marino-profundos y de tipo

talud, y la edad determinada corresponde al Turoniense-Maastrichtiense. (Escalona,

19972).

Es adecuado mencionar, que contrariamente al caso de la Formación Canoa, no

ha sido posible establecer algún tipo de característica que a nivel de pozo o de registros

eléctricos, sirva para definir con seguridad el tope de la Formación Tigre, por lo cual, el

límite ha sido establecido mediante determinaciones palinológicas extendiéndolo por

correlación a las zonas cercanas.

Cenozoico:

- Terciario

La secuencia terciaria de la Faja Petrolífera del Orinoco ha sido subdividida por

Audemard et al. (1985) en tres ciclos sedimentarios denominados: Ciclo I, Ciclo II y

Ciclo III, depositados durante el Oligoceno, Mioceno Temprano-Medio y Mioceno


19

Tardío- Plioceno, respectivamente. Dentro de estos ciclos depositados, se reconocen las

siguientes unidades estratigráficas para la región bajo estudio:

- En primer lugar, se tiene a la Formación Roblecito correspondiente a intervalos

mayormente lutíticos, sin embargo, no se logró establecer la presencia de esta formación

en el área de estudio.

– Formación Merecure: Está constituida litológicamente por areniscas de grano fino a

grueso y espesores en capas masivas, mal estratificadas, con estratificación cruzada,

gran variación de porosidad y permeabilidad y colores gris claro a gris oscuro. Estas

areniscas están separadas por láminas e intervalos delgados de lutitas de color gris

oscuro a negro, carbonáceas, irregularmente laminadas, algunas arcilitas ferruginosas y

ocasionales lignitos. El contacto inferior está marcado por una discordancia basal por

encima del Grupo Temblador del Cretácico y el contacto superior es concordante con la

Formación Oficina, pese al marcado cambio litológico presente a ese nivel. El ambiente

de sedimentación fue mayormente continental y marino somero, y su edad es Oligoceno

Tardío-Mioceno Medio (Campos, 1997).

– Formación Oficina: Esta formación se encuentra presente en toda el área de Junín, sin

embargo en algunas zonas hacia el oeste ha sufrido de una erosión parcial de su zona

superior. Litológicamente se define como una secuencia de lutitas grises, intercaladas e

interestratificadas con areniscas y limolitas de color claro y grano fino a grueso;

adicionalmente se reconocen algunas capas delgadas de lignitos y lutitas carbonosas. En

general, las areniscas se hacen más abundantes, de mayor espesor y de grano más grueso

hacia la base de la formación. Un conjunto de minerales pesados granate-cloritoide,

caracteriza la formación en la parte occidental del área mayor de Oficina; sin embargo,

el cloritoide disminuye con la profundidad y hacia el este, y así en la parte oriental del

área mayor de Oficina, este conjunto granate-cloritoide es reemplazado por el conjunto

granate-estaurolita con abundante ilmenita. La parte basal de la formación se caracteriza

por la abundancia de arenas y por los rápidos cambios de facies que se presentan, esta

sección es rica en hidrocarburos y representa una de las mayores secciones productoras


20

en el área de estudio (Kopper et al., 2001). Su contacto inferior en algunas zonas es

discordante sobre unidades cretácicas o más antiguas, y concordante sobre la Formación

Merecure; el contacto superior es concordante con la Formación Freites (Arstein, 1997).

La sedimentación de la Formación Oficina se inició en condiciones de aguas

dulces o salobres, continuando con repetidas alternancias de ambientes marinos

someros, salobres y pantanosos; así mismo, se tienen intervalos fluvio-deltáicos, donde

son comunes las arenas lenticulares y de relleno de canales de ríos; en general, las

condiciones depositacionales pueden resumirse como repeticiones de ciclos

caracterizados por transgresiones marinas, asociadas a caídas del nivel del mar y

progradaciones de la plataforma; La edad de la Formación Oficina es Mioceno

Temprano – Medio (Arstein, 1997; Méndez, 1985).

– Formación Freites: Está constituida litológicamente por lutitas físiles verdes a gris

verdoso, con areniscas en el tope y la base. Las areniscas del tope son areniscas

arcillosas de grano fino, de color blanco verdoso, algo glauconíticas; mientras que las

areniscas de la base son areniscas verde-amarillentas, de grano medio a grueso,

glauconíticas, intercaladas con algunas lutitas. Sus contactos son concordantes con la

Formación Oficina en la base y con la Formación Las Piedras en el tope. La edad

asignada a la unidad corresponde al Mioceno Tardío a Plioceno (Jam, 19971).

– Formación Las Piedras: Consiste en areniscas micáceas, friables, de grano fino y

colores gris claro a gris verdoso, interlaminada con lutitas gris a verdoso, arcillitas

sideríticas, grises, lutitas ligníticas y lignitos También se encuentran algunas calizas

arenosas duras y de color verde. Sus contactos son concordantes con la Formación

Freites en la base y Formación La Pica en el tope. El ambiente de depositación es

transicional, de ambientes marinos someros a fluvio-deltaicos y la edad de estos

depósitos es Mioceno Tardío-Plioceno (Jam, 19972).


21

-Cuaternario

– Formación Mesa: Litológicamente está caracterizada por arenas de grano grueso y

gravas, con cemento ferruginoso y muy duras; y conglomerados rojos casi negros;

además contiene lentes discontinuos de arcilla fina arenosa y lentes de limolita. Su

espesor es variable pero disminuye en general de norte a sur y aumenta del oeste a este.

Su contacto infrayacente es concordante y transicional con la Formación Las Piedras. La

Formación Mesa es de edad Pleistoceno y fue depositada en ambientes continentales

(Baamonde, 1997). Esta unidad puede ser identificada en los registros superficiales de

los pozos en base a la respuesta de las curvas de potencias espontáneo o rayos gamma,

las cuales indican una secuencia constituida por un material homogéneo con alta

saturación de agua y abundante arcillosidad.

La sección estratigráfica mostrada en la figura 2.4 resume esquemáticamente la

configuración estratigráfica de los depósitos que se consiguen en la región estudiada en

este trabajo.

Figura 2.4: Sección estratigráfica de la Faja Petrolífera del Orinoco (modificado de Erlich y Barret, 1992)


22

Figura 2.5: Columna estratigráfica esquematizada del Área de Junín faja Petrolífera del Orinoco


23

Geoquímica:

La distribución de los espesores de los sedimentos en el área varía notablemente

de sur a norte, desde los 550 hasta los 13.000 pies o más, como resultado del

acuñamiento de las formaciones hacia el sur. Debido a que el estado de madurez de la

roca para generar hidrocarburos es una función de la sobrecarga de los sedimentos, del

tiempo, y de la temperatura a la cual haya estado expuesta, se ha descartado en el área de

Junín, la presencia de “cocinas” zonas de madurez, a excepción de la zona norte, donde

las condiciones de profundidad de las posibles rocas madres en el Paleozoico y el

Cretácico pudieran ser favorables para la generación de hidrocarburos.

La inmadurez de las rocas cretácicas y terciarias presentes en el área de Junín,

se confirmó a través de análisis de reflectancia de vitrinita y pirolisis Rock Eval, por lo

cual se ha sugerido que los hidrocarburos almacenados en esta área, se generaron al

norte donde las condiciones geológicas y geoquímicas fueron más favorables.

En cuanto a la caracterización de los crudos, dentro de la campaña realizada

en las primeras fases exploratorias en 1983, se realizó un extenso programa de medición

de gravedades API, con el fin de sectorizar el área en rangos de gravedades, los

resultados obtenidos arrojaron variaciones en la gravedad de los crudos, pudiendo

establecer una clasificación general, de crudos pesados (10-20 º API) hacia el norte y

extrapesados (< 10º API) hacia el sur, encontrándose dentro del rango general de la Faja

(Tabla 2.1). Los análisis químicos de las fracciones de los crudos, conllevan a la

conclusión de que por el alto contenido de azufre y de la fracción aromática, todo el

crudo presente en el área de Junín, puede ser clasificado como Aromático-Intermedio

(Fig. 2.6).

Al establecer comparaciones entre los porcentajes de compuestos químicos

presentes en los crudos pesados al norte, y los extrapesados al sur, se observa hacia estos

últimos, un aumento general de los porcentajes de azufre, vanadio y níquel, y de la

fracción aromática y una disminución relativa de la fracción de hidrocarburos saturados

y resinas mas asfaltenos, lo cual sugiere un proceso de degradación progresiva paralelo a

la migración del petróleo en sentido norte-sur (PDVSA, 1983), tal como se observa en

sentido este-oeste a lo largo de la Faja Petrolífera del Orinoco (Fig. 2.7) (Lopez & Lo

Monaco, 2010).


24

Tabla 2.1: Gravedad Api del crudo de distintos pozos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Tomado de Lopez & Lo

Mónaco,2010.


25

Figura 2.6: Composición SARA de los crudos analizados (A) y relación entre las concentraciones de azufre y

gravedad API, como consecuencia de la biodegradación (B). Tomado de Lopez & Lo Mónaco, 2010.


26

Figura 2.7: Relación V/Ni y azufre en los crudos analizados de acuerdo a su ubicación por área. Tomado de

López & Lo Mónaco, 2010.

CAPITULO III MARCO TEÓRICO

27

CAPITULO III

MARCO TEÓRICO

La petrofísica es la rama de las ciencias geológicas que se encarga del estudio y

la caracterización de las propiedades físicas y texturales tanto de las rocas como de los

fluidos contenidos en ellas, así como la relación existente entre ambos elementos

(Archie,1950), para ello, emplea la integración de la información correspondiente al

entorno geológico, análisis de muestras de roca y sus fluidos, perfiles de pozos e

historias de producción, y es capaz de proveer la información necesaria para el estudio

integrado del yacimiento, enfocado principalmente en el desarrollo de un determinado

campo y en la búsqueda de nuevas oportunidades, teniendo en cuenta que la

comprensión de las características físicas de las rocas es fundamental en la evaluación de

una formación que contiene cantidades comerciales de crudo o gas (Djebar y Donaldson,

2004).

La realización de un estudio petrofísico reviste gran importancia para el análisis

de un pozo, yacimiento o campo ya que al poder definir las propiedades de las rocas y

fluidos presentes, se pueden calcular con mayor precisión las reservas de petróleo y así,

evaluar la factibilidad económica de un determinado proyecto.

La interpretación en base a registros eléctricos, que constituyen una de las

principales herramientas de la petrofísica, permite determinar en forma aproximada, la

secuencia sedimentaria vertical, la geometría de las capas y su variación lateral, la

determinación y cálculo de diversas propiedades de la formación, tales como porosidad,

permeabilidad, volumen de arcilla y saturación de fluidos; el reconocimiento de facies y

la elaboración de mapas da facies e isopropiedades, y finalmente; la interpretación del

posible ambiente depositacional de la sección estratigráfica estudiada una vez realizada

la correlación.


28

De esta forma, uno de los principales objetivos del análisis petrofísico está

dirigido a establecer un patrón de respuestas de los distintos registros ante ciertas

condiciones de sedimentación y ante la presencia de determinados sistemas

depositacionales, lo cual entonces permite correlacionar de forma directa las respuestas

presentes en un conjunto de registros con las facies depositacionales del área bajo

estudio (Jageler y Matuszak, 1972).

3.1 Propiedades físicas de las rocas

Los principales parámetros, necesarios para llevar a cabo una evaluación

petrofísica, incluyen: la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos (agua e

hidrocarburos –crudo y/o gas), y la arcillosidad o volumen de arcilla. Así mismo, se

deben tener en cuenta otras características tales como, la resistividad, el espesor del

yacimiento, su geometría y su área, la mineralogía de la formación, la movilidad de los

fluidos presentes, la distribución del tamaño de los granos, la temperatura, la presión y

la litología, los cuales representan las características más importantes en la evaluación,

completación y producción de un determinado yacimiento. A continuación se presenta

una breve explicación de los parámetros más importantes:

3.1.1 Porosidad: Es el volumen vacío de roca que pudiera contener fluidos.

Matemáticamente puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal:

)(

)(

totalVolumen

vacíoVolumen 100*

)(

)(

totalVolumen

vacíoVolumen

Generalmente se tienen dos tipos de porosidad: primaria y secundaria. La porosidad

primaria representa los espacios vacíos entre los fragmentos o partículas después de su

acumulación, de esta forma, los factores que afectan la porosidad primaria son (Peters,

1997):

-Empaquetamiento: configuración geométrica de la distribución de las partículas.


29

-Selección (presencia de matriz): variación en el tamaño y forma de las partículas

(grado de homogeneidad del conjunto de granos). Una roca con buena selección tiene

una porosidad mayor que una con mala selección.

- Presencia de Cemento: el cemento es la sustancia que mantiene juntos los

diversos granos o partículas, generalmente está compuesto por sílice o carbonato, la

presencia de cemento disminuye la porosidad.

- Grado de redondez/angularidad: junto con el empaquetamiento y la selección

afectan la porosidad debido al enlazamiento de los granos y al relleno de espacios

vacíos.

- Compactación: Grado de alteración del tamaño y forma de las partículas debidoa

la presión de las rocas suprayacentes. Generalmente con el tiempo la sobrecarga reduce

la porosidad, por lo que puede decirse, con algunas excepciones, que normalmente la

porosidad disminuye con el incremento de la profundidad o en la edad de la roca

(Halliburton, 1981).

La porosidad secundaria, por su parte, es consecuencia de agentes geológicos tales

como la lixiviación, disolución, fracturamiento y fisuramiento de la roca durante el

proceso de formación. En particular, los carbonatos, dada su fragilidad y composición

química, son rocas que conforman un buen ejemplo de porosidad secundaria (Asquit,

1982).

De igual forma debe mencionarse que no todos los poros presentes en un cuerpo de

roca se encuentran conectados, por lo cual debe hacerse una distinción entre la porosidad

total y la porosidad efectiva de una determinada formación, donde la última constituye la

fracción del volumen poroso que se encuentra interconectado (Fig.3.1).


30

La porosidad se puede obtener a partir del análisis de núcleos y muestras de pared

(representando el dato “duro” o “real”, al ser medido directamente de la roca), o a partir

del análisis de los registros o perfiles de porosidad, principalmente densidad, neutrón y

sónico, mediante cálculos, o en forma gráfica, involucrando parámetros que pueden

leerse a partir de los registros y parámetros tales como saturación de fluidos y

resistividad de la formación.

A partir del análisis de núcleos o muestras de pared, la porosidad se obtiene

mediante análisis de laboratorio, en el cual es necesario conocer o evaluar los dos

parámetros que definen a esta propiedad, el volumen total (Vt) y el volumen sólido (Vs)

o el volumen poroso (Vp) .

- Evaluación del volumen total (Vt)

Medida directa.

Picnómetro de mercurio.

Volúmetro de Russell.

Método gravimétrico

Figura 3.1: Esquematización del tipo de porosidad.


31

- Evaluación del volumen sólido (Vs)

Trituración de la muestra.

Densidad de los granos.

Método de inmersión.

Porosímetro de Stevens.

Cámara de presión (Ley de Boyle-Mariotte).

- Evaluación del volumen poroso (Vp)

Medición del volumen de aire contenido en los poros, mediante el porosímetro

de E. Vellinger o el porosímetro de Washburn Bunting.

Pesando un líquido que llene los poros o métodos de saturación.

Inyección de mercurio.

Porosímetro de expansión de Burean of Mines.

A partir del registro de densidad, se puede calcular de la siguiente manera:

fma

bma

Donde:

ρma: Densidad de la matriz, ρb: Densidad leída en el registro, ρf: Densidad del fluido,

todas ellas expresadas en g/cc.

A partir del registro de neutrón, la porosidad es la que se lee directamente en el

registro, ya que las medidas que construyen la curva representan el hidrógeno contenido

en la formación, el cual se encuentra en los fluidos que ocupan el espacio poroso.

A partir del registro sónico, puede calcularse la porosidad de la formación a partir

de diversas fórmulas, una de las más comunes es la relación propuesta por Wyllie, 1960

para formaciones limpias y consolidadas con poros pequeños uniformemente

distribuidos:


32

maf

ma

tt

tt

Donde:

tma: tiempo de tránsito en la matriz , t: tiempo de tránsito leído en el registro y tf: tiempo

de tránsito en el fluido., expresados en µs/pie.

Así mismo, estos autores proponen un factor de correlación por compactación,

para el caso de formaciones no consolidadas:

Cptt

tt

maf

ma 1

Donde, Cp constituye el factor de corrección por compactación y es adimensional.

El cálculo de la porosidad a partir de estos perfiles requiere de correcciones por

hoyo, lodo, salinidad, temperatura y presión, las cuales pueden obtenerse a partir de

distintas cartas de corrección dadas por distintas empresas. Así mismo la porosidad a

partir de los perfiles puede obtenerse mediante gráficas dadas por las empresas de

servicios que correlacionan la densidad de grano, el tiempo de tránsito y la porosidad de

neutrón con la porosidad “verdadera” de la zona estudiada de la formación.

3.1.2 Permeabilidad: es la capacidad de una roca para conducir un fluido a

través de los espacios interconectados de la misma, cuando dicho fluido la satura. Es una

propiedad sumamente importante para que un yacimiento sea comercial.

La permeabilidad se mide en Darcys, en general, la mayor parte de las formaciones

posee una permeabilidad promedio inferior a un darcy, por lo cual la medida

normalmente se realiza en milidarcys (md); de esta forma la permeabilidad puede variar

entre 5000 md Para una arena no consolidada y 0,1 md para algunos carbonatos.

Para conocer la permeabilidad de una roca es necesario conocer varios factores,

estos son: tamaño y forma del yacimiento, propiedades de los fluidos, presión de los


33

fluidos y cantidad de flujo. Diversos estudios teóricos y experimentales han conllevado

al establecimiento de la siguiente relación:

)/(/ LdpAQK

Donde:

K = Permeabilidad (en darcys o milidarcys)

Q = Flujo por unidad de tiempo (cm/seg)

= Viscosidad del medio fluyente

A = Sección transversal de la roca (cm2)

L = Longitud de la roca (cm)

Dp = Diferencial de presión (caída)

Que se enuncia de la siguiente manera: “La permeabilidad es 1d cuando 1cm2

de

superficie de roca deja pasar 1cm3 de fluido de viscosidad igual a 1, en 1 segundo, bajo

una presión de 1 atm/cm2

”.

Los registros de pozos permiten obtener valores aproximados de permeabilidad

pero las medidas directas de esta propiedad solo pueden realizarse a partir del análisis de

núcleos. Adicionalmente, de igual manera que la porosidad, la permeabilidad se ve

afectada por diversos factores, entre los que se pueden mencionar: porosidad efectiva,

escogimiento, tamaño de grano y empaquetamiento (Peters, 1997).

En pozos donde no existe disponibilidad de análisis de núcleos, la permeabilidad

puede ser estimada a partir de otras propiedades, tales como la porosidad y la saturación

de los fluidos, utilizando correlaciones empíricas publicadas en la literatura, las más

utilizadas son las siguientes:

• Timur:


34

• Smit:

• Coats & Dumanoir

Donde: φe = porosidad de la roca (fracción), SWirr = saturación irreducible de agua

(fracción), m = exponente de cementación (adimensional).

3.1.3 Saturación: La saturación de un fluido en la roca es la relación entre el

volumen de fluido en los poros con el volumen total de poros. Las saturaciones se

expresan en porcentajes de volumen de poros (Halliburton, 1981).

En un yacimiento de hidrocarburos se pueden encontrar simultáneamente agua

petróleo y gas, teniéndose que:

%100 SgSoSw

Donde:

Sw = Saturación de Agua

So = Saturación de crudo

Sg = Saturación de Gas

Parte de los fluidos de un yacimiento no puede extraerse, esta parte de los fluidos

recibe el nombre de saturación residual o irreducible. En algunos casos las saturaciones

residuales de hidrocarburos pueden extraerse a través de los métodos de recuperación

secundaria o terciaria.

Al estudiar un intervalo productor, se asume que aquella fracción porosa que no

contiene agua, contiene hidrocarburos, por lo tanto:

(1- Sw)= Saturación de hidrocarburos


35

La saturación de agua (Sw) representa la fracción del espacio poroso que contiene

agua, es el parámetro que generalmente se calcula en las evaluaciones petrofísicas y se

expresa como:

F

SwSw

Donde: W = Volumen de Agua

F = Factor de Formación

El cálculo de la saturación de agua puede realizarse a través de varios métodos, que

toman en cuenta las características propias de la formación y del entorno en el cual se

encuentran. El modelo de Archie es el más sencillo, fue establecido para formaciones

limpias y se obtiene mediante la siguiente relación:

n

m Rt

RwaSw

*

*

Para el caso de formaciones arcillosas se requiere de otros métodos más complejos,

entre los que pueden mencionarse: Los de Simandoux y Poupon, como metodologías

prácticas que pueden aplicarse sin necesidad de calibrar los parámetros con muestras de

núcleos; y los modelos de Clavier (doble agua), Waxman-Smith, Indonesia, que tienen

un mayor soporte científico:

- Simandoux: En 1963 Simandoux reportó experimentos en mezclas homogéneas

de arena y montmorillonita y propuso una expresión en términos de resistividades

de la forma:

Donde: Sw

= saturación de agua (fracción), a = coeficiente de tortuosidad

(adimensional), Rw

= resistividad del agua de formación (ohm-m), φe

= porosidad


36

efectiva (fracción), Vsh

= arcillosidad (fracción), Rsh

= resistividad de la lutita (ohm-m),

Rt = resistividad verdadera de la formación (ohm-m).

En 1969, Bardon y Peid modificaron la relación de Simandoux agregando a cada

término (1-Vsh

), la cual denominaron fracción de arcilla. La expresión final es la

siguiente:

- Modelo de Waxman- Smiths: En 1968, Waxman y Smiths publicaron su

renombrado trabajo el cual más tarde fue conocido con el nombre de ecuación de

Waxman & Smits. Desde ese entonces la ecuación ha sido modificada en varias

oportunidades.

El método empleado por Waxman y Smiths no solo relacionaba la saturación de

agua con la relación convencional entre la resistividad de la formación y la

resistividad del agua connata sino también con la conductividad de las arcillas

contenidas en la formación. La ecuación original puede ser escrita en términos

más prácticos, es decir en función de resistividad preferiblemente que de

conductividad y despejando el término de saturación de agua:

Los valores de n* y m* son típicamente establecidos a partir de análisis especiales

de núcleos de laboratorio. El factor de resistividad de formación corregido por

arcillosidad (FR*) se expresa de la siguiente forma:

Cuando el FR* ha sido determinado a partir de información de núcleo que

contiene salmuera de alta resistividad en sus poros, o cuando se determina a partir


37

de análisis de registros en formaciones de agua fresca, el valor de FR* puede ser

determinado a partir de la ecuación:

La expresión (Rw.B.Q

V./S

w) en las ecuaciones anteriores describe la reducción de

la resistividad de la formación causada por la presencia de arcilla. Es muy

importante reconocer que este efecto se incrementa al mismo tiempo que la

saturación de agua (Sw) disminuye o lo que es lo mismo cuando la saturación de

hidrocarburos (Sh) aumenta. Este efecto se hace significativo en formaciones

productoras de hidrocarburos que tienen una salinidad del agua de formación

menor de 150.000 ppm equivalente de NaC

l. El valor de Q

v es definido por la

ecuación:

QV

representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen

poroso de la formación y es medido en meq/mL del espacio poroso. La capacidad

de intercambio catiónico (CEC) es una característica que describe el número de

puntos activos sobre la superficie sólida donde los cationes son intercambiados.

La capacidad de intercambio catiónico solo puede ser determinada a partir de

análisis de laboratorio a muestras de núcleos.

El término B es llamado conductividad específica de los cationes y es un índice de

la movilidad de los cationes absorbidos sobre la superficie arcillosa. Tan pronto

como la temperatura o la concentración de la salmuera asociada a los poros

cambien la movilidad de los cationes absorbidos incrementa.

- Indonesia (Poupon-Leveaux): La relación de Poupon-Leveaux fue desarrollada

para resolver algunos problemas en él cálculo de las saturaciones de agua en la

región del sudeste asiático (Indonesia), y es a menudo referida como la ecuación

de Indonesia. La fórmula está integrada en 3 partes: una porción de arena, una


38

porción arcillosa y una porción llamada mecanismo de vínculo cruzado entre los

dos tipos de roca (arena y arena arcillosa). La fórmula de Indonesia en términos

de resistividad es la siguiente:

Donde: Sw

= saturación de agua (fracción), a = coeficiente de tortuosidad

(adimensional), m = exponente de cementación (adimensional), Rw

= resistividad del

agua de formación (ohm-m), φe

= porosidad efectiva (fracción), Vsh

= arcillosidad

(fracción), Rsh

= resistividad de la lutita (ohm-m), Rt

= resistividad verdadera de la

formación (ohm-m).

La ecuación de Indonesia provee relativamente de buenos resultados excepto a

valores altos de SW

.

Esta ecuación fue desarrollada para usarse en Indonesia ya que allí las aguas de

formación relativamente frescas y los altos grados de arcillosidad, evidenciaban los

inconvenientes presentados por otros modelos. Esta ecuación ha resultado ser útil en

otras áreas y por lo tanto ha sido ampliamente usada por los analistas de registros de

pozos.

Es común que se prefiera la ecuación de Simandoux porque es una ecuación de

balance de materiales lineal. Desafortunadamente las implicaciones geológicas y

petrofísicas de la roca, sus minerales, los fluidos que ella contiene y las condiciones del

hoyo tendrán siempre un comportamiento no-lineal, trayendo como resultado que las

saturaciones determinadas a través de este modelo estarán siempre extremadamente

optimistas, es decir el resultado de la SW

por esta ecuación será más bajo en comparación

al verdadero valor.


39

Clavier (doble agua): Schlumberger propuso el modelo de doble agua a

mediados de los años 70. Diversos investigadores intentaron usar solo la información de

registros para tratar de resolver algunos de las interrogantes acerca de la arcilla y el agua

asociada a ellas. La pregunta crítica era qué tan certera podía ser la medición del

volumen, salinidad, conductividad o resistividad del agua asociada a las arcillas.

El termino Qv

también aparece en el modelo de doble agua, tal como aparece en

la ecuación de Waxman-Smits, pero las nuevas interrogantes se centraron en cómo

encontrar una relación para el cálculo de la capacidad de intercambio catiónico solo a

través de información de registros y por lo tanto el grado de confiabilidad del modelo.

La duda sobre el modelo se debe a que muchos de los términos de la ecuación

requieren valores que no se pueden obtener a partir de los registros, y es por eso que este

modelo fue desarrollado para darle una solución práctica a las preguntas anteriores en

base a las siguientes premisas:

• La conductividad de las arcillas es producto de su capacidad de intercambio

catiónico.

• La capacidad de intercambio catiónico es proporcional al área específica sobre la

superficie de la arcilla.

El modelo de doble agua considera dos componentes, agua asociada a la arcilla y

los minerales de arcilla. Los minerales de arcilla son modelados por ser eléctricamente

inertes, es decir la conductividad de las arcillas es por lo tanto derivada de la

conductividad del agua asociada estas (Cwb

). El agua de las arcillas es asumida

independientemente del tipo de arcilla, pero su cantidad depende del tipo de arcilla

presente en la formación, y por lo tanto esta agua asociada será mayor para arcillas que

tienen mayor área de contacto en su superficie, tal como por ejemplo la montmorillonita

y menor para arcillas que tienen menor área de contacto en su superficie, tal como por

ejemplo la caolinita.


40

El agua asociada a las arcillas es normalmente inmóvil, por lo tanto el volumen

que este ocupa no puede ser desplazado por el hidrocarburo. Como los minerales de

arcilla son considerados eléctricamente inertes, ellos pueden ser tratados tan como

cualquier otro mineral.

Excluyendo en los casos en los que minerales conductivos tales como la pirita

estén presentes en la formación, el volumen poroso de la mayoría de las rocas puede ser

calculado a partir propiedades eléctricas.

La ecuación de Archie puede ser escrita en términos de la conductividad:

Donde: a, m, n = representa los parámetros petrofísicos convencionales, Ct

=

conductividad de la zona no invadida de la formación, Cwe

= conductividad equivalente

del agua en los poros.

Se debe notar que la φt

y la Swt

se refieren al volumen poroso total, el cual incluye

volúmenes de poro que están saturados con agua asociada a las arcillas y agua connata

(el cual se refiere según lo antes discutido al agua libre o movible). La conductividad

equivalente del agua (Cwe

) está representada de la siguiente manera:

Donde: Vw

= volumen de agua libre, Vwb

= volumen de agua asociada a la arcilla, Cw

y

Cwb

= sus conductividades.


41

En términos de saturación la ecuación anterior puede convertirse de la siguiente forma:

Donde: Swb

= saturación de agua asociada a la arcilla.

La ecuación anterior describe la conductividad equivalente del agua como una

función de la conductividad del agua de formación más la conductividad del agua

asociada a la arcilla. La ecuación se convierte entonces de la siguiente forma:

La porosidad y la saturación de agua de la arena, es decir la formación limpia es

obtenida mediante la resta al volumen poroso de la fracción de agua de arcilla. La

ecuación para la porosidad efectiva es por lo tanto:

Y la ecuación para la saturación de agua es dada como:

Cuatro son los parámetros que deben ser determinados para lograr la evaluación

de arenas arcillosas a través del modelo de Doble Agua:

• Resistividad (Rw) o Conductividad (C

w) del agua connata movible.


42

• Resistividad (Rw) o Conductividad (C

w) del agua asociada a la arcilla.

• Porosidad Total (φt).

• Saturación de agua asociada a la arcilla (Swb

).

3.1.4 Volumen de arcilla (Vcl): Es la cantidad de arcilla o lutita presente en el

intervalo estudiado, expresado en fracción decimal o porcentaje. Generalmente se

calcula a partir del registro de rayos gamma (GR), a través de distintas fórmulas

cuyo ajuste con la realidad depende de las características propias de cada

formación. El registro de GR tiene diversas respuestas empíricas, no/lineales y

lineales; las respuestas no lineales se basan principalmente en el área geográfica o

la edad de la formación, generalmente tienden a ser más optimistas que las

lineales ya que producen menores valores de arcilla.

En la respuesta lineal se emplea la siguiente ecuación:

minmax

minlog

GRGR

GrGRIVcl GR

Donde:

Vcl= Volumen de arcilla

IGR = Indice de Gamma Ray

GRlog = GR del intervalo

GRmin = GR de la zona de arena limpia

GRmax = GR de la lutita o zona arcillosa

Para las respuestas no lineales existen diversas ecuaciones, que pueden visualizarse en la

tabla 3.1.


43

Tabla 3.1: Ecuaciones para el cálculo no lineal del volumen de arcilla (tomado de Saputra, 2008).

En la figura 3.2 pueden verse comparativamente las respuestas de los distintos métodos

para el cálculo de volumen de arcilla.

Fig 3.2 Índice de arcillosidad (Indice de gamma Ray) vs. Volumen de Arcilla. (Reproducido de “Log

Interpretation Charts” de Schlumberger, 2000.)

Larionov (1969) para rocas del Terciario: )12(083,07,3

GRIG

clV

Steiber (1970):

GR

GRcl

xI

IV

23

Clavier (1971): 2/12)7,0(38,37,1 GRcl IV

Larionov (1969) para rocas de mayor edad: )12(33,02

GRI

cl xV


44

3.2. Herramientas para el estudio petrofísico

La información derivada del estudio petrofísico se obtiene principalmente a partir de

muestras de canal, operaciones de perforación, muestras de pared, análisis

convencionales de núcleos, y registros de pozos. Las muestras de canal y operaciones de

perforación son obtenidas durante la etapa de perforación del pozo y se refieren

básicamente al análisis de las muestras de la formación que son arrastradas por el fluido

de perforación, llevadas a superficie y posteriormente analizadas, lo cual permite obtener

una idea general de las formaciones atravesadas. Las muestras de pared y de núcleos,

por su parte, a través de un análisis de laboratorio, proporcionan una valiosa información

de las formaciones que se desean evaluar. Esta información incluye: petrografía,

estudios de diagénesis y ambiente de sedimentación, estudios de sensibilidad mediante

desplazamiento de fluidos a través de las muestras, mineralogía de la formación a partir

de difracción de rayos X, porosidad efectiva, permeabilidad, densidad del grano, presión

capilar, humectabilidad, saturación de fluidos, factor de formación entre otros.

En lo referente a los registros, se tiene que el estudio integrado de estas herramientas

proporciona datos directos o inducidos, suficientes y confiables para efectuar un análisis

o caracterización a un pozo o a un yacimiento. Existe una gran variedad de perfiles o

registros, a groso modo se han dividido principalmente en dos grupos, convencionales y

especiales, los cuales se explicaran en los párrafos subsecuentes.

3.2.1 Registros Convencionales:

Las tecnologías de registros convencionales comprenden todos aquellos perfiles que

tradicionalmente se han utilizado en la caracterización, tanto geológica como petrofísica,

de yacimientos; dentro de estas tecnologías podemos citar tres grupos principales:

Registros de litología, perfil de potencial espontáneo (SP), perfil de rayos gamma (GR),

perfil de resistividad no tensorial, perfil de densidad, perfil de porosidad – neutrón y

perfil sónico (Schlumberger, 1991).


45

a. -Registros de Litología: Dentro de esta categoría se tienen a las curvas de

Potencial Espontáneo (SP) y Rayos Gamma Naturales (GR), ambas se

registran como productos de emisiones naturales de las rocas y

suministran información a partir de la cual se puede deducir la litología

de la formación evaluada:

- Registros de Potencial Espontáneo (SP):

El SP es la medida o registro de la diferencia de potencial eléctrico (voltaje)

producido por la interacción del agua connata (agua contenida en la roca), el fluido

conductivo (lodo) de perforación y aquellas rocas ion-selectivas (arcillas-lutitas), el

registro se utiliza comúnmente en pozos perforados con lodos cuya base es agua dulce.

La medida del SP permite:

· Diferenciación entre zonas permeables y no permeables

· Definición de límites de capa: correlación

· Indicaciones cuantitativas de arcillosidad (Vsh)

· Determinación de la resistividad del agua de Formación

El SP no es una curva que empieza con un valor de cero, la deflexión se mide a partir

de una línea base para la lutita, la posición de esta línea la determina el personal que

corre el registro y no afecta su interpretación. La polaridad de la deflexión es negativa a

la izquierda de la línea base y positiva hacia la derecha de la misma (Fig.3.3).

Dependiendo del contraste de salinidad entre los fluidos (de perforación y formación) en

zonas permeables.

A partir del registro SP pueden calcularse parámetros importantes entre los que se

destacan, la resistividad del agua de formación y el volumen de arcilla (Halliburton,

1981).


46

Figura 3.3: Respuesta de la Curva de Potencial Espontáneo ante variadas condiciones.

- Registros de Rayos Gamma (GR):

El perfil de Rayos Gamma o GR es la medida de la radioactividad natural de la

formación. En las formaciones sedimentarias, el registro normalmente refleja el

contenido de arcillas de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a

concentrarse en este tipo litológico (Schlumberger, 1991).


47

Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son

emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo radioactivo de

potasio (K) con un peso atómico 40 (K40

), y los elementos radioactivos de las series del

uranio (U) y del torio (Th) emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la

Tierra. Las arcillas son más radioactivas que las arenas y calizas, debido a la presencia

de K y Th en su composición; las arenas, por su parte, están formadas generalmente por

un alto contenido de cuarzo, el cual no es radioactivo, sin embargo, pueden presentar

radioactividad mayor de cero cuando contienen: feldespatos, cenizas volcánicas,

fragmentos de roca (como granitos, etc.), aguas meteóricas enriquecidas con sales

radioactivas y arcillas laminadas o dispersas.

En el caso de los carbonatos, la presencia de picos de radiactividad puede deberse a

la presencia de horizontes arcillosos o niveles que contengan mineralizaciones de uranio

generadas en ambientes anóxicos. La figura 3.4 muestra respuestas idealizadas d los

registros de Gamma Ray y Gamma Ray espectral ante distintos tipos de roca.

La sonda de GR contiene un detector que mide la radiación originada en el volumen

de la formación que se encuentra cerca de la sonda. Bajo condiciones normales del hoyo,

alrededor del 90% de la radiación medida proviene de las primeras 6 pulgadas

adyacentes de formación, lo cual constituye de manera aproximada la profundidad de

investigación de esta herramienta. Dado que el decaimiento radiactivo es un proceso

estocástico, se toma un promedio de la radiación emitida.

El registro de rayos gamma permite estimar el índice de arcillosidad, correlacionar

las diferentes capas e intervalos, y determinar las zonas aparentemente permeables e

impermeables.


48

Figura 3.4: Registros idealizados de Gamma Ray y Gamma Ray Espectral.


49

b. Registros de Resistividad:

Los registros de resistividad miden la habilidad de las rocas para conducir una

corriente eléctrica. Pueden agruparse en resistivos (aplicación directa de una corriente o

corrientes), de inducción y de propagación electromagnética (EPT, LWD).

Figura 3.5: Respuestas de la resistividad bajo condiciones variables.

Existen principalmente 5 variables que afectan la resistividad de la formación,

éstas son: concentración de sal en el agua, temperatura del Yacimiento, porosidad,

litología, y saturación de agua, así como también de la cementación y del tipo de fluido

presente en la formación (Schlumberger 1991); en base a esto, se tienen diversas

respuestas que pueden visualizarse en la figura 3.5.

c. Registros de Porosidad: Para la determinación de la porosidad, se

utilizan generalmente los registros de densidad, neutrón y sónico. Estas

herramientas miden propiedades que permiten estimar y/o calcular la

porosidad de la formación, dado que ninguna herramienta puede medirla


50

directamente. Los registros de densidad y neutrón se basan en el

bombardeo radioactivo de la formación, midiendo la respuesta de ésta. El

registro sónico por su parte es una herramienta acústica, que emite una

onda sónica y registra el comportamiento de la misma al atravesar la

formación.

-Registro de densidad:

Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la

atenuaciónde rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos

gamma que colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta

tambiénposee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las

colisiones (Fig. 3.6). Esta medida sirve para estimar la densidad del sistema roca –fluido

(RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si

el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indicabaja porosidad. La

unidad de medida es gr/cm3y posee un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm

3

(Schlumberger, 1991).

Figura 3.6 : Esquema de Herramienta para medir Densidad


51

-Registro de neutrón:

Se basa en la medición de las concentraciones de hidrógenos, lo que indica la

presencia de agua o petróleo en la roca. La herramienta posee una fuente de neutrones

que colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca, así mismo, posee un

receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La medida sirve

para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es

alto indica un elevado índice de neutrones, y si es bajo indica lo contrario. Se lee de

derecha a izquierda. La unidad de medida es en fracción o en %, y posee un rango de

valores que va desde –0.15 a 0.45 (–15 a 45 %) (Schlumberger, 1991).

-Registro sónico:

Utiliza el mismo principio del método sísmico, mide la velocidad del sonido en las

ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor, y lo que se mide

es el tiempo de tránsito de dichas ondas. El objetivo principal del perfil sónico es la

determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del

tiempo de tránsito de las ondas (t).Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la

velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca (Halliburton, 1981).

Al realizar una comparación entre los registros densidad, neutrón y sónico, se puede

observar que las porosidades calculadas con el sónico están sujetas o afectadas por el

grado de compactación de la formación, mientras que la porosidad del densidad y/o

neutrón no. El registro de densidad refleja con mayor precisión la porosidad total de la

formación, incluyendo el caso de las arenas arcillosas y las propias arcillas. Sólo la

presencia de gas afecta la medida de la densidad de la roca, donde los mismos

disminuyen a valores anómalos (indicando porosidades muy altas > 35%-40%). En

arenas o formaciones limpias las porosidades del sónico, densidad y neutrón se

comparan muy bien. Sin embargo, en la medida que incrementa el contenido de arcilla,

las porosidades obtenidas a partir del sónico y del neutrón tienden a aumentar. En el

caso de gas, el efecto en la porosidad del neutrón es de valores muy bajos (menores de

10%), exactamente lo opuesto al de densidad y al sónico (Schlumberger, 1991).


52

3.2.2 Registros Especiales

Las novedosas tecnologías de perforación y medición proveen ahora datos de

pozos y de evaluación de formaciones cada vez más integrados y en tiempo real. Los

avances registrados recientemente en la técnica de adquisición de registros de resonancia

magnética nuclear, imágenes, buzamientos, etc., durante la perforación dan soporte a los

operadores para tomar mejores decisiones de perforación y terminación de pozos,

reducir el riesgo y el tiempo no productivo, y optimizar la ubicación y productividad del

pozo. A continuación se explican brevemente los principales registros especiales

utilizados por la industria petrolera.

-Registro de Rayos Gamma Espectral o NGS (“Natural Gamma Ray Spectometry

tool”) Esta herramienta permite desglosar la contribución de los diferentes elementos

radioactivos, permitiendo una mejor interpretación mineralógica y sedimentológica

(Baker Atlas, 2005).

-Registro de Resonancia Magnética Nuclear: Permite adquirir nuevos datos

petrofísicos que contribuyen a la interpretación, en especial de las zonas complejas. Es

una herramienta nueva que se basa en la medición de los momentos magnéticos que se

producen en los hidrógenos que contiene la formación cuando se induce sobre ellos un

campo magnético. Utiliza dos campos magnéticos con la finalidad de polarizar los

átomos de hidrógeno (dipolos naturales), y conseguir una medida del tiempo de

relajación T2. Se emplea para la determinación de porosidades. Varios estudios de

laboratorio demuestran que la porosidad medida a través de esta herramienta es muy

parecida a la porosidad medida en los núcleos (Coates, 1999).

-Registro de Imágenes: Existen herramientas que proporcionan imágenes de las rocas

en el subsuelo, que sirven sobre todo para diferenciar capas de arena y arcilla y para

estudiar estructuras sedimentarias. Las imágenes se pueden obtener por varios métodos:

imágenes resistivas, imágenes acústicas o imágenes por resonancia magnética. (Baker

Atlas, 2005).


53

-Registro de buzamientos (Dipmeter): El Dipmeter o registro de buzamiento, es una

herramienta que posee cuatro brazos a 90º, estos registran los cambios de buzamientos

de los estratos, por medio de lecturas de resistividad. Debe utilizarse junto con un GR,

debido a que los buzamientos estructurales se miden sobre los planos de estratificación

de las lutitas, ya que las arenas pueden poseer alguna estratificación cruzada que

generaría errores en el buzamiento estructural de la secuencia. Si no se toma en cuenta la

litología sobre la cual se mide el buzamiento se corre el riesgo de medir un buzamiento

estratigráfico dentro de una arena y no un buzamiento estructural sobre una lutita. El

registro de buzamientos, se basa en las mediciones de micro-resistividades, que registran

los límites de capas alrededor del pozo, lo cual permite posteriormente calcular el

yacimiento (Schlumberger, 1991).

-Registro de Calibración (Caliper): El Caliper es una herramienta que mide el

diámetro del pozo, puede ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías

resistentes de las poco resistentes. Su principal función es determinar el estado del hoyo

(derrumbado o no derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en

comparación con el diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca

perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la

mecha, indica que la roca es competente (hoyo no derrumbado), y si el diámetro del

hoyo es menor que el diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas

expansivas o que se formó un revoque muy grueso (Baker Atlas, 2005).

-Registro RFT: Esta herramienta mide el gradiente de presión de los fluidos que se

encuentran dentro de las formaciones, lo cual es de gran utilidad al momento de ubicar

contactos agua–crudo y crudo–gas, ya que los diferentes fluidos (gas, crudo y agua)

poseen diferentes gradientes de presión. La herramienta RFT también sirve para

combinarse con perfiles de pozos para calibrar contactos más precisos (Baker Atlas,

2005).


54

-Registro de Inducción 3D (3DEX): Es una herramienta nueva que determina la

resistividad horizontal (Rh) y la resistividad vertical (Rv) de una formación siliciclástica,

para así poder determinar su grado de anisotropía. Cuando la formación posee una

litología homogénea (90% de arena o 90% de lutita) las resistividades horizontales y

verticales poseen valores muy similares, en este caso la anisotropía de la roca es baja. En

contraste, en formaciones que poseen litologías heterogéneas (50 % de arena y 50 % de

lutita) de forma intercaladas, las resistividades horizontal y vertical alcanzan su máximo

valor de diferencia, en este caso se dice que la roca posee una alta anisotropía (Baker

Atlas, 2005).

Los diversos perfiles o registros pueden verse afectados por una serie de factores

que hay que tomar en cuenta al momento de hacer los cálculos e interpretaciones, entre

ellos pueden mencionarse, la temperatura, condiciones del hoyo, la litología, la

arcillosidad y la presencia de hidrocarburos, por lo cual antes de utilizar los datos, es de

vital importancia realizar el control de calidad de los mismos, y de ser necesario, las

correcciones pertinentes.

3.3. Evaluación petrofísica como base de la caracterización de yacimientos

Uno de los principales objetivos de la caracterización de yacimientos, es construir

mapas o imágenes tridimensionales de las propiedades petrofísicas en los mismos, que

sirvan de soporte lo más preciso y confiable posible para el establecimiento del modelo

dinámico del yacimiento. A fin de obtener interpretaciones y modelos lógicos,

confiables y consistentes, es necesario integrar las respuestas obtenidas a partir de los

registros, el conocimiento geológico de la formación de interés, la información obtenida

a partir del análisis de núcleos o ripios y todas aquellas medidas de las que se disponga

para realizar el análisis de una determinada formación.

La evaluación petrofísica involucra una serie de etapas que incluyen la revisión e

interpretación de registros existentes, la carga y edición de los datos, calculo de


55

propiedades de la roca, calibración de la interpretación con datos de núcleos,

determinación de petrofacies, determinación de parámetros de corte, estimación de

contactos y rangos de propiedades petrofísicas, generación de mapas de isopropiedades,

y estimación del volumen poroso del yacimiento evaluado (Fig. 3.7). Una apropiada

caracterización de yacimientos puede mejorar el rendimiento y la productividad del

mismo. Entender la geología de los depósitos y realizar un análisis petrofísico detallado

y confiable, ayuda a precisar los compartimientos estructurales y estratigráficos

presentes en el yacimiento y sus complejidades, lo cual a su vez ayuda a mejorar la

planificación de la perforación y el desarrollo del campo.

Recopilación de la Información disponible en el área

Carga, Revisión y edición de los datos

Descripción de Núcleos

Calibración Núcleo-Perfil

Definición o Determinación de Parámetros Petrofísicos

Determinación de Modelos Petrofísicos

Determinación de Petrofacies

Determinación de Parámetros de Corte

Generación de Sumarios

Mapas de Isopropiedades

Arcillosidad

Porosidad

Saturación de Fluidos

Permeabilidad

Figura 3.7: Esquema metodológico general en la evaluación petrofísica


56

Los parámetros de evaluación son requeridos para lograr valores cuantitativos de

los perfiles de pozos; es necesario conocer los parámetros petrofísicos de la formación,

tales como: densidad de matriz (ρma), densidad de fluídos, exponente de saturación (n),

factor de cementación (m) y resistividad del agua de formación (Rw). En aquellas áreas

que no poseen núcleos, es factible utilizar otros métodos (analíticos y gráficos) para

calcular los parámetros a, m y n. En estos métodos se ubican zonas dentro del

yacimiento que estén presumiblemente 100% saturadas de agua de formación, siempre y

cuando se conozca el valor de la resistividad del agua de formación y se disponga de

perfiles de porosidad adecuados para realizar el análisis. La resistividad del agua de

formación, por su parte puede calcularse a partir de diferentes métodos, entre los que se

encuentran (Schlumberguer, 1991):

Cálculo Rw por análisis físico-químicos

Las propiedades particulares de las aguas de formación dependen de la concentración

y naturaleza de las sales disueltas que contienen. Los análisis cuantitativos del agua de

yacimiento, expresan la concentración de los iones presentes en la solución. Algunos de

los análisis de agua incluyen varios constituyentes menores; los más utilizados

generalmente son los cationes sodio, calcio, magnesio y potasio; y los aniones cloro,

bicarbonato, carbonato y sulfato.

Para calcular el Rw por medio de los análisis fisicoquímicos del agua de

formación, considerado como el método más confiable, deben inicialmente validarse los

datos a fin de desechar todas aquellas muestras que presenten problemas de

contaminación o posean datos incompletos. Seguidamente, las concentraciones de los

iones expresadas en miligramos por litros (mg/L) o partes por millón (ppm), deben

llevarse a miliequivalentes por litro (meq/L), con la finalidad de realizar el balance

iónico y el diagrama de Stiff correspondiente para cada muestra, que permitirá

identificar el tipo de agua que se tiene.


57

La concentración total de sólidos disueltos se obtiene al sumar las partes por millón de

los iones presentes en el agua de formación. Para obtener el valor de Rw del agua a

temperatura de superficie (75° F) se utiliza la siguiente ecuación:

995,0)(0123,0º75@

ppmNaCl

ppmFRw

Posteriormente se puede emplear:

77,6

77,67575@º@

fTFRwfTRw

Cálculo del Rw por el método del potencial espontáneo (SP)

Para calcular la resistividad del agua a partir de la curva SP, primero se debe determinar

una línea base de lutita, la cual marca el nivel del potencial frente a este tipo de litología.

La línea de arena se define en el nivel de deflexión más negativa. La lectura del SSP es

entonces la diferencia de potencial entre estas dos líneas. Por otra parte, se toma del

encabezado del registro la lectura de Resistividad del Filtrado del Lodo (Rmf) a una

temperatura de fondo. Una vez leído el valor de Rmf a la temperatura de medición del

cabezal del registro, se convierte a la temperatura de la formación sobre la cual se lee el

potencial espontáneo total (SP).

En tal sentido, se toma el valor en los intervalos arenosos (limpios) interpretados

del registro y se procede a calcular el valor del SP mediante las siguientes fórmulas:

100

PF

TSTFGG 100º F

Donde:

GG: Gradiente Geotérmico

TF: Temperatura de Fondo

TS: Temperatura de Superficie

PF: Profundidad Final


58

100

PIGGTSTf

Fº

Donde:

Tf: Temperatura del Intervalo de la formación

PI: Profundidad del intervalo arenoso

Tf

SSP

RmfRweq 133,06110

Donde:

Rweq: Resistividad del agua equivalente

Rmf: Resistividad del filtrado del lodo

SSP: Potencial Espontáneo Total Medido.

8,50

0426,0

29,19

1

105,0

10131,0

TfLog

TfLog

Rweq

Rweq

Rw


59

Cálculo del Rw por el método de la resistividad del agua aparente (Rwa)

Para el cálculo de la resistividad del agua (Rw) a partir del Rt=Ro se asume que el intervalo a

utilizar se encuentra 100% saturado de agua. Utilizando la ecuación de Archie con Sw= 1, se

tiene:

Rte

RwaSw

m

n

Para Sw = 1

me

aF

RwFRT

Si se despeja Rw se tiene que:

F

RtRw

Sustituyendo F queda

a

RtRw

m

Donde:

Rw: Resistividad del Agua de Formación

Ø: Porosidad Total

m: Exponente de cementación

Rt: Resistividad verdadera de la formación usando el curva de laterlog profundo.


60

a: Coeficiente de tortuosidad.

n: Exponente Saturación

F: Factor de Formación

Este método se puede ejecutar gráficamente a partir de los gráficos de Pickett, el que

consisten en graficar la resistividad verdadera “Rt” vs la porosidad total “PHIT”. Estos

métodos se aplican en areniscas limpias de buen espesor y como se mencionó

anteriormente 100% saturadas de agua.

Cálculo del Rw por el registro del ADT

Para el cálculo de la resistividad del agua usando la salinidad obtenida del ADT se utiliza la hoja

Gen-9 de la compañía Schlumberger, del cual se derivan las siguientes ecuaciones:

955.0)(

5.36470123.0)75(

ppmNaClFRw

FT

TRR

77.6

77.6

2

112

Donde:

R: Resistividad del Agua de Formación

T: Temperatura.

CAPITULO IV METODOLOGÍA

61

CAPITULO IV

METODOLOGÍA

A fin de alcanzar los objetivos del presente trabajo de investigación, se planteó una

metodología conformada por diversas etapas que se explican a continuación.

4.1.Revisión bibliográfica y recopilación de la información disponible

La elaboración de un buen modelo petrofísico requiere de una revisión

exhaustiva de la documentación existente tanto a nivel regional como local en el área de

estudio, por lo cual en esta fase, se realizó una recopilación de la información existente

en lo que se refiere a trabajos geológicos, sedimentológicos, estructurales y

estratigráficos realizados en la zona seleccionada. Igualmente, se consultaron trabajos

donde fueron empleadas algunas de las tecnologías de registros consideradas en este

estudio.

La información consultada abarcó los siguientes aspectos:

a) Estudios y análisis de laboratorio de núcleos en pozos de la Faja Petrolífera del

Orinoco.

b) Estudios sedimentológicos, estratigráficos y estructurales realizados en la región.

d) Modelos geológicos de la región.

e) Información geológica y petrofísica de interés.

f) Información sobre principios de funcionamiento y aplicación de los registros

petrofísicos a utilizar en el presente trabajo.

g) Inventario de registros de pozos disponibles en el área.

4.2.Selección de pozos a utilizar

La base de datos de la zona está conformada por un total de 60 pozos, 20 de ellos

ubicados propiamente dentro del área y 40 pozos ubicados en áreas vecinas. Del

conjunto de pozos disponibles, 3 poseen información de núcleo, 1 dentro del área de


62

estudio y 2 en las zonas vecinas. En esta fase se revisaron los diversos conjuntos de

datos existentes a fin de seleccionar los más adecuados para el presente estudio.

La selección se realizó en función a la ubicación, disponibilidad y calidad de los

datos, tanto físicos como digitales, en la base de datos disponible. Se utilizaron un total

de 20 pozos para la determinación de petrofacies en la zona; 18 pozos correspondientes

a una primera campaña de perforación realizada en la década de los ochenta y 2 pozos

pertenecientes a una campaña de perforación más reciente (2007), que contienen

información de registros convencionales y especiales, y que se utilizaron por lo tanto

para validar la metodología implementada y verificar la evaluación realizada. De igual

forma se debe mencionar que del total seleccionado, 16 pozos se encuentran

propiamente dentro del área de estudio, los cuales fueron denominados con números y 4

pozos se encuentran ubicados en las zonas aledañas, éstos fueron denominados con

letras. Tres de los pozos (4, C y D) poseen intervalos de núcleo recuperados, los cuales

fueron utilizados para la definición de petrofacies.

Figura 4.1: Ubicación de los pozos considerados en el estudio.

248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

0 2000 4000 6000 8000 10000m

1:190735

0.0000

0.0500

0.1000

0.1500

0.2000

0.2500

0.3000

0.3500

0.4000

FractionMap

Country Scale1:190735

Block Contour inc

License User nameve11426

Model nameJ5_MODEL

Date11/05/2013

Horizon name Signature

248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

0 2000 4000 6000 8000 10000m

1:190735

0.0000

0.0500

0.1000

0.1500

0.2000

0.2500

0.3000

0.3500

0.4000

FractionMap


Block Contour inc


Model nameJ5_MODEL

Date11/05/2013


248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

248000 252000 256000 260000 264000 268000 272000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

920000

924000

928000

932000

936000

940000

944000

948000

0 2000 4000 6000 8000 10000m

1:190735

0.0000

0.0500

0.1000

0.1500

0.2000

0.2500

0.3000

0.3500

0.4000

FractionMap


Block Contour inc


Model nameJ5_MODEL

Date11/05/2013


A 1

B

C

2

3 4

5 67

8

9 10

11

1213 14

15

16 D

Núcleo

Pozos campaña 2007

Pozos campaña década de los 80


63

La figura 4.1, muestra la ubicación y distribución areal de los pozos considerados

en el estudio realizado. En color negro pueden apreciarse los pozos perforados durante la

década de los ochenta; y en color rojo pueden observarse los dos pozos, dentro del área

de estudio, que corresponden a la campaña más reciente de perforación, estos serán

utilizados como pozos control. De igual manera, en la figura pueden observarse los

pozos con información de núcleos. En la tabla 4.1 se muestra el listado de pozos

seleccionado con los principales análisis que contienen.

Tabla 4.1: Listado de pozos seleccionados con los principales análisis realizados.

4.3.Carga, revisión y edición de la información

Una vez seleccionados los pozos, se cargaron y editaron los datos en el software

utilizado, Geoframe 4.5, las correcciones realizadas se mencionan a continuación:

I. -Correcciones Ambientales

Las correcciones ambientales a los registros de resistividad, rayos gamma, densidad

de formación y neutrón, se efectúan con el propósito de eliminar o reducir los efectos

Pozo NOM BRE

REALPerfiles disponibles Núcleo Análisis de

Núcleo

RFT / M DT

Pressures

Análisis

de Agua

M aster

Log

SDZ0085 1 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC X

SDZ0083 2 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT

IZZ0034 3 ISFL, DLL , SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT X

SDZ0076 4 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT X ccal

IZZ0036 5 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT X

SDZ0070 6 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC X X X

SDZ0063 7 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC

SDZ0002 8 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC X X


SDZ0056 10 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, HDT


SDZ0033 12 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL



IZZ0267 15 HRLT, LDL-CNL, DSI, HGNS, MRX, MDT, ECS, ADT, FMI, EMS


NZZ0032 A ISFL, DLL, SP,GR, LDL, HDT

NZZ0030 B ISFL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC

IZZ0042 C Resistivity, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, GR spectral X ccal/scal (*)

SDZ0052 D Resistivity, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, GR spectral X ccal

Pozos Dentro

del Area

Pozos Areas

Vecinas

Pozo

Pozo NOM BRE

REALPerfiles disponibles Núcleo Análisis de

Núcleo

RFT / M DT

Pressures

Análisis

de Agua

M aster

Log

SDZ0085 1 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC X

SDZ0083 2 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT

IZZ0034 3 ISFL, DLL , SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT X

SDZ0076 4 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, HDT X ccal


SDZ0070 6 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC X X X






SDZ0033 12 ISFL, DLL, SP,GR, LDL-CNL





NZZ0032 A ISFL, DLL, SP,GR, LDL, HDT

NZZ0030 B ISFL, SP,GR, LDL-CNL, SONIC

IZZ0042 C Resistivity, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, GR spectral X ccal/scal (*)

SDZ0052 D Resistivity, SP,GR, LDL-CNL, SONIC, GR spectral X ccal

Pozos Dentro

del Area

Pozos Areas

Vecinas

Pozo


64

causados por condiciones de hoyo, características del lodo de perforación, temperatura,

etc. En este caso, no fue necesario efectuar corrección ambiental a los datos de los

perfiles de pozos, ya que las curvas recibidas ya poseían las correcciones ambientales

realizadas por las compañías de perfilaje antes de ser entregadas.

II. -Corrección en profundidad

Es relativamente común observar un desfase en la profundidad de los distintos

registros corridos en un mismo pozo, por lo que en primer lugar debe realizarse la

revisión y, de ser necesario, el ajuste de profundidad en las curvas de los distintos

registros que contiene cada pozo (principalmente gamma ray, densidad y neutrón),

tomando como referencia el registro de resistividad (Fig.4.2). Esta corrección de

profundidad se realizó también en los datos provenientes de los núcleos (Fig. 4.3). El

ajuste en profundidad de las curvas se realizó en el módulo WellEdit_Depth Match de

Geoframe.

Figura 4.2: Ajuste en profundidad en curva de gamma ray respecto a la resistividad. A la izquierda

las curvas sin ajustar y a la derecha luego del ajuste.


65

Figura 4.3: Ajuste en profundidad de datos de núcleo (core gamma) respecto al gamma ray.

A la izquierda las curvas sin ajustar y a la derecha luego del ajuste.

III. -Normalización de las curvas

El segundo paso consistió en normalizar las curvas a utilizar y renombrarlas bajo

un mismo formato a fin de estandarizar el análisis.

Se entiende por normalización, el proceso mediante el cual se ajustan las

diferentes curvas para que respondan de la misma forma, en presencia de rocas con la

misma proporción mineral, porosidad, contenido de arcilla, etc. La normalización

consiste por lo tanto, en reducir la distorsión generada en los registros a causa de

diferentes factores, tales como el diseño de las herramientas, el tipo de lodo utilizado, las

técnicas de adquisición, las calibraciones, etc. Para ello, debe establecerse un patrón

litológico local o regional, que permita efectuar la comparación con la data adquirida en

cada pozo.


66

El procedimiento consiste, en primer lugar, en definir un pozo master como el

estándar al cual deben ajustarse los demás pozos; dicho pozo contiene el perfilaje más

profundo, involucrando por lo tanto la mayor proporción de la columna estratigráfica de

la zona. En este caso, como la composición de las rocas a lo largo del intervalo

perforado varían poco en el área, un solo pozo (Pozo A) fue utilizado como master para

todo el proyecto.

El pozo master se usa como patrón para normalizar el resto de los pozos por

comparación. Se procede entonces a observar, por medio de un histograma de

frecuencia, el grado de concordancia de cada una de las curvas del pozo a normalizar

respecto al master. De no ajustarse la curva al patrón, se procede a realizar un ajuste por

desplazamiento, tendencia o escala, generando de esta forma, una nueva curva que es

comparada nuevamente con el patrón litológico del área, efectuando de esta manera un

proceso iterativo hasta que exista correlación. La figura 4.4 muestra un ejemplo de

normalización de una curva de GR, a la derecha puede observarse la diferencia entre los

histogramas, previo a normalizar, y a la izquierda, el resultado luego de la

normalización. El proceso de normalización de los registros se realizó en el módulo

Petrostat de Geoframe.

Figura 4.4: Comparación de curva de GR normalizada vs curva GR sin normalizar.

0.00 25.00 50.00 75.00 100.00 125.00 150.00GR (gAPI)

0.00

0.94

1.87

2.81

3.74

4.68

5.61

6.55

7.48

8.42

9.35 Key Data Target Data

0.00 25.00 50.00 75.00 100.00 125.00 150.00GR (gAPI)

0.00

0.94

1.87

2.81

3.74

4.68

5.61

6.55

7.48

8.42

9.35 Key Data Target Data

Pozo “master”

Pozo a normalizar

Sin normalizar Normalizado


67

4.4.Descripción de núcleos

En esta fase se realizó la descripción macroscópica detallada de las características

litológicas de dos de los núcleos seleccionados para el estudio (pozos C y D),

particularmente en referencia a los siguientes aspectos:

- Lugar, fecha

- Nombre del Pozo/núcleo

- Intervalo total perforado y total neto descrito.

- Tope y base de cada intervalo descrito

- Litología

- Tamaño de grano (Ver Anexo 1).

- Color

- Laminaciones (Abundantes, moderadas, pocas, sin laminaciones)

- Clastos (Abundantes, moderadas, pocas, sin clastos). De haber clastos, indicar si

es posible el tipo de clastos presentes.

- Bioturbación (Abundante, moderada, poca, sin bioturbación)

- Impregnación (Muy Buena, buena, moderada, pobre o residual, sin

impregnación)

- Escogimiento (Muy bueno, bueno, moderado, pobre, sin escogimiento)

- Redondez y esfericidad de los granos

- Contenido mineralógico si es observable.

- Contenido paleontológico si es observable.

- Presencia de estructuras sedimentarias

- Presencia de contactos.

Posteriormente a partir de las descripciones realizadas se efectuó una asignación

numérica a las distintas propiedades a fin de cuantificar los datos correspondientes a

tamaño de grano, impregnación, laminaciones, bioturbación y presencia de clastos, y de

esta forma poder colocarlos en formato digital y compararlos con los registros. El anexo

2 muestra los criterios utilizados para la asignación numérica de las distintas

propiedades en cada intervalo descrito de los núcleos seleccionados.


68

El núcleo correspondiente al pozo 4, ubicado propiamente dentro del área de

estudio, no estaba disponible para ser descrito, por esta razón se tomó la descripción

detallada realizada por Tovar (2008).

La descripción de núcleos permitió la identificación de 6 facies litológicas

principales que sirvieron como base para la determinación de petrofacies mediante la

integración con los datos de registros. Estas son: 1) Arenas de grano grueso a medio, 2)

Arenas de grano medio a fino, 3) Intervalos heterolíticos, 4) Intervalos arcillosos, 5)

Carbones, 6) Intervalos apretados.

4.5.Calibración núcleo – perfil

En esta etapa se procedió a realizar el proceso de calibración núcleo-perfil, que

básicamente es una integración consistente entre la información obtenida a partir del

estudio de los núcleos y aquella proveniente de la interpretación de los registros; para

ello se identificaron las diferencias y similitudes entre ambos resultados obtenidos y de

ser necesario se procede a calibrar a través de ajustes en profundidad en datos de núcleo,

tal como se mencionó en la sección 4.3-II del presente estudio; o re-evaluaciones en el

caso de los perfiles, a fin de unificar y fortalecer la interpretación de facies de la zona.

Esta calibración se realizó en los tres pozos que contienen datos tanto de núcleos como

de registros (Pozos 4, C y D) (Fig.4.5).

4.6.Evaluación petrofísica

Esta etapa comprende el procesamiento de los datos de los registros disponibles

en los pozos considerados y la interpretación de sus resultados. Con el análisis

petrofísico, se pueden relacionar las propiedades y características fundamentales de la

roca, básicas para la evaluación de un intervalo de interés; en la evaluación de

formaciones es necesario obtener, con la mayor precisión posible los siguientes

parámetros: Saturación de agua (Sw), porosidad (ø), permeabilidad (k) y volumen de

arcilla (Vsh) presente, a fin de hacer correcciones por arcillosidad y obtener valores


69

confiables de porosidad y saturación de fluidos. Los datos provenientes de los análisis de

laboratorio de los núcleos disponibles sirvieron de apoyo en estos cálculos.

Figura 4.5 Calibración núcleo perfil.

I. Parámetros petrofísicos

- Gradiente Geotérmico

A partir de las mediciones mostradas en los encabezados de los registros de pozo

referentes a temperatura en superficie y temperatura del fondo del pozo, se determinó un

gradiente geotérmico en Junín de 0.02 °F/ft.

- Densidad de matriz, densidad de fluído y densidad del crudo

En los estudios realizados en la evaluación exploratoria de la Faja Petrolífera del

Orinoco en 1983 se obtuvo un promedio de densidad de matriz de 2.65 g/cc.


70

La densidad de fluido se consideró en 0,99 g/cc pues se trata de un lodo base agua, y la

densidad del hidrocarburo se ubicó en 0,95 g/cc por tratarse de un crudo pesado-

extrapesado.

- Factor de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a):

En base a los análisis de núcleo realizados por Pardo et al. , 2007 y a reportes de la

Faja Petrolífera del Orinoco (PDVSA, 1983), los valores de m en la zona varían desde

1,5-1,75 dependiendo de la zona estudiada. A continuación en la tabla 4.2 se muestran

los valores utilizados por intervalo en el área de estudio.

El coeficiente de tortuosidad fue tomado como 1 para todos los intervalos.

Tabla4.2: Valores de m por intervalo para el área de estudio.

ZONA FACTOR DE CEMENTACIÓN

I 1.6-1.65

II 1.6-1.65

III 1.7

IV 1.7

- Exponente de saturación (n)

De igual forma que el parámetro anterior, en base a reportes de la zona, se determinó

que la mojabilidad de la formación es mixta (agua y petróleo). Adicionalmente, a partir

de análisis de núcleos en las áreas circundantes, el exponente de saturación varía entre

1.85-2.00. Para evaluar el conjunto de pozos seleccionados en el presente estudio, se

usaron valores comprendidos entre 1.90-1,95.

- Resistividad del agua de formación (Rw)

La determinación del Rw se realizó de forma combinada. Los valores de entrada

iniciales proceden de un rango promedio entre los valores reflejados por el método de


71

análisis fisicoquímico de las aguas de formación en los cuatro pozos donde se

recuperaron muestras de agua (6,8, 9 y 11) (Pardo et al., 2006) y los valores obtenidos

por el método de cálculo a partir del SP; debido a que del conjunto total solo cuatro

pozos poseían análisis de agua. Estos valores fueron validados o ajustados, al momento

de hacer la evaluación, mediante el método gráfico de Pickett para obtener óptimos

resultados (Fig. 4.6). El rango de valores de Rw utilizado por zona se presenta en la tabla

4.3.

Tabla 4.3: Rangos de valores de Rw por zona.

ZONA RW

I 0.4-0.7

II 0.4-0.7

III 0.6-1

IV 0.6-1

Figura 4.6: Pickett Plot.


72

II. Cálculo de Volumen de Arcilla:

Como no se dispone de análisis petrográficos (difracción de rayos X) de núcleos

que puedan aportar información sobre el volumen de arcilla, se procedió a determinarlo

por medio de los registros. El método que mejor cotejó con los datos de núcleo

disponibles fue el Método de Larionov para rocas Terciarias, ver sección 3.1.4. (Fig.

4.7).

III. Calculo de Porosidad:

En referencia a esta propiedad, se pudo determinar que la porosidad calculada a

partir del registro de densidad es la que más se ajusta a los datos de núcleo. La porosidad

calculada a partir de la combinación densidad-neutrón ajusta bien en los intervalos

limpios, sin embargo, en los intervalos arcillosos y heterolíticos tiende a dar un valor

elevado en comparación con los datos determinados a partir del núcleo. La figura 4.8

muestra las ecuaciones empleadas para el cálculo de la porosidad efectiva.

Figura 4.8: Ecuación de cálculo de Porosidad por densidad.

VCLGR_lin

(Clay Volume linear equation)

VCL (Clay Volume)

PHIT (Porosidad Total)

PHIE (Porosidad Efectiva)

SW (Saturación de Agua)

1) Indonesia ( best match with core data analysis)

2) Waxman-Smits

PHIE =PHIT* (1-Vshl)

PHIT = (Rhom – Rhob) / (Rhom – Rhof)

Vcl_larionov = (Terciary rocks)

(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin

VCLGR linear = (Terciary rocks)

GRlog- GRclean

GRshale- GRcleanVCLGR_lin


VCL (Clay Volume)





2) Waxman-Smits




(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


GRlog- GRclean

GRshale- GRclean




(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


GRlog- GRclean

GRshale- GRcleanVCLGR linear =

(Terciary rocks)

GRlog- GRclean

GRshale- GRclean

Volumen de arcilla GR Lineal

Volumen de arcilla(Rocas Terciarias)

VCLGR_lin


VCL (Clay Volume)





2) Waxman-Smits




(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


GRlog- GRclean

GRshale- GRcleanVCLGR_lin


VCL (Clay Volume)





2) Waxman-Smits




(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


GRlog- GRclean

GRshale- GRclean




(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


(2 ) - 1

3

2 x VCLGR_lin


GRlog- GRclean

GRshale- GRcleanVCLGR linear =

(Terciary rocks)

GRlog- GRclean

GRshale- GRclean

Figura 4.7: Ecuación Vcl por el método de Larionov.


73

IV. Cálculo de Saturación de fluidos

El modelo utilizado para calcular la saturación de agua fue el de Indonesia (ver

sección 3.1.3, debido a que es un modelo con mayor soporte respecto al de Simandoux

y, en base a los datos entregados, no se dispone de suficientes datos de núcleos

confiables para utilizar los modelos de Waxman Smiths y doble agua. Los resultados

obtenidos muestran una buena concordancia con los resultados de núcleo. La figura 4.9

muestra la ecuación del modelo de Indonesia.

Figura 4.9: Ecuación de cálculo de Sw con el modelo de Indonesia.

V. Estimación de Permeabilidad

En base a los datos de núcleo disponibles, se estimaron dos correlaciones

porosidad-permeabilidad, una para las petrofacies 1 y 2 (reservorios) y una para la

petrofacie 3 (heterolítica). La figura 4.10 muestra los gráficos con las correlaciones

porosidad-permeabilidad a partir de datos de núcleo. Las ecuaciones son las siguientes:

Petrofacies 1 y 2: PhieK *155.042492.110

Petrofacies 3 (Heterolítica): PhieK *16678.018459.210

Donde Phie= Porosidad efectiva.


74

Figura 4.10: Gráficos de porosidad vs permeabilidad a partir de datos de núcleo.

4.7. Determinación de Petrofacies

En base a la descripción de núcleos se reconocieron y determinaron seis

petrofacies (Tabla 4.5) por medio de la calibración núcleo perfil en los pozos 4, C y D,

una vez realizada la evaluación petrofísica. Las facies pueden identificarse en los tres

núcleos pero en diferentes proporciones dependiendo de la distribución del reservorio

debido al ambiente sedimentario.

Para lograr la determinación de las petrofacies, se realizó un algoritmo en el

módulo Data function de Geoframe, en donde se especifican las curvas de entrada

(SHAL_IND, VCOA, Vcl_lin, RHOB y NPHI) y se colocan una serie de lineamientos

para cada una de ellas que corresponderán a una petrofacies determinada, tal como se

describe a continuación:

En los intervalos constituidos por arenas limpias, con poca cantidad o sin

presencia de arcillas, la porosidad por densidad (PHID) y la porosidad del neutrón

Neutron (NPHI) poseen prácticamente el mismo valor. Por el contrario, en zonas

bioturbadas y/o con numerosas intercalaciones arena-arcilla, existen grandes diferencias

entre las dos porosidades. Debido a esto, se calculó la curva de indicador de arcilla

CorPor

(%)

Petrofacies 1-2

CorPor

(%)

Petrofacies 3

Perm = 10 ** ( -2.18459 +0.16678* Phie) Perm = 10 ** ( -1.42492+0.155* Phie)

Core data used: SDZ0076, IZZ0042, IZZ0232, NZZ0221

CorPor

(%)

Petrofacies 1-2

CorPor

(%)

Petrofacies 1-2

CorPor

(%)

Petrofacies 3

CorPor

(%)

Petrofacies 3

Perm = 10 ** ( -2.18459 +0.16678* Phie) Perm = 10 ** ( -1.42492+0.155* Phie)

Core data used: SDZ0076, IZZ0042, IZZ0232, NZZ0221


75

(SHAL_IND), que no es más que la diferencia entre ambas porosidades (Fig. 4.11), a fin

de separar las arenas con buena calidad de reservorio de los intervalos arcillosos

laminados (heterolíticos) con pobre a nula calidad de reservorio.

Figura 4.11: Determinación de la curva de índice de arcillosidad.

Conjuntamente, se utilizó la curva de Vcl_Lineal para diferenciar las mejores

facies arenosas del resto de los intervalos más sucios y de menor tamaño de grano. Las

petrofacies 1, 2, 3 y 4 son definidas por medio de estas dos curvas.

Los Carbones (petrofacies 5) se determinan por medio de la curva de carbón

(VCOA) obtenida en la evaluación petrofísica, la cual utiliza como referencia la curva

de densidad (RHOB). Los intervalos apretados (petrofacies 6) se definen por medio de

las curvas de densidad (RHOB) y porosidad del neutrón (NPHI).Los lineamientos

colocados por cada curva, para cada tipo de petrofacies, se muestran en la tabla 4.4.

Tabla 4.4: Determinación de petrofacies.

Petrofacies 1 Arenisca de grano grueso a

medio

SHAL_IND =< 0.04

VCLGR_lin =<0.2

Petrofacies 2 Arenisca de grano medio a fino SHAL_IND =< 0.04

0.2 =<VCLGR_lin =<0.4

Petrofacies 3 Arenisca de grano muy fino a

limolita (Heterolítica)

SHAL_IND> 0.04

0.4 =<VCLGR_lin =<0.6

Petrofacies 4 Lutita SHAL_IND> 0.04

VCLGR_lin >0.6

Petrofacies 5 Carbón 1<VCOA<3

RHOB =< ~ 1.93 gr/cc

Petrofacies 6 Intervalos apretados RHOB >= 2.35 gr/cc

NPHI =< 0.36


76

La figura 4.12 muestra el algoritmo ingresado en el software utilizado.

Figura 4.12: Algoritmo para determinación de petrofacies.

4.8.Propagación de petrofacies

En esta etapa se efectuó el reconocimiento e identificación de las petrofacies, en los

pozos que solo contienen información de registros, utilizando para ello los resultados de

la calibración de la información obtenida a partir de los núcleos y la interpretación de los

perfiles, definidas en la etapa anterior. En esta etapa por lo tanto, se integraron todos los

resultados obtenidos en los pozos seleccionados, con la finalidad de establecer el modelo

petrofísico y las petrofacies presentes en el área estudiada, lo cual sirve como base para

una posterior caracterización del yacimiento.

Una vez realizada la interpretación petrofísica y propagación de las facies se

verificaron los resultados obtenidos con los pozos más recientes (Pozos 15 y 16), a fin

de corroborar la aplicabilidad del análisis realizado en la zona.


77

4.9.Definición de zonas y distribución de petrofacies

En base a la estratigrafía de la zona y a la descripción de los núcleos tanto a nivel

regional como en el área seleccionada, se definieron cuatro zonas principales dentro del

intervalo perforado por los pozos, esto permite tener un mejor control de la variación

lateral y vertical de los cuerpos sedimentarios y por lo tanto, ayuda a la interpretación

paleoambiental y proporciona un mejor marco de referencia para la posterior elaboración

de un modelo dinámico. Las zonas determinadas y sus equivalencias estratigráficas se

muestran en la tabla 4.5.

Tabla 4.5: Zonas definidas y sus equivalentes estratigráficos.

La descripción de los núcleos y la integración con los datos de registros de pozo,

permitió identificar en la zona seis petrofacies distintas. La disposición vertical de estas

facies en una secuencia de rocas sedimentarias es consecuencia directa de los cambios

en las condiciones de depositación y ambientes de sedimentación relacionados, por lo

cual, en base a las zonas definidas y a la interpretación de petrofacies realizada, se

reconocieron en la secuencia los principales sistemas depositacionales asociados,

revalidando de esta manera los ambientes descritos para la zona (PDVSA., 1983).

Este estudio de núcleos, facies y ambientes asociados, fue integrado y

complementado con las descripciones de núcleos y estudio de facies elaborados en ENI-

PDVSA-INTEVEP enmarcados en el “Proyecto Orinoco Magna Reserva”.

ZONA FORMACIÓN EDAD PERÍODO

I Oficina Mioceno Terciario

II Oficina Mioceno Terciario

III Merecure Oligoceno Terciario

IV Tigre Turoniense-Maastrichtiense Cretáceo

Canoa Turoniense Cretáceo


78

4.10. Determinación de Parámetros de Corte (Cut off)

A partir de las interpretaciones realizadas se determinaron los parámetros de

corte para las principales propiedades de los intervalos de interés, volumen de arcilla,

porosidad y saturación de agua, a fin de determinar los intervalos que corresponden a

arena neta y a arena neta petrolífera, para precisar con mayor exactitud los reservorios

presentes en la zona de estudio. Estos parámetros representan los límites que indicarán

cuando una arena será comercialmente explotable.

A través de reportes de la Faja Petrolífera del Orinoco (PDVSA, 1983) y

mediante datos de producción, se conoce que el valor máximo de saturación de agua en

la zona para poder producir petróleo es de 50%. Al conocer el valor límite de saturación,

se realiza un cross plot de Vcl vs porosidad efectiva en el cual pueden diferenciarse las

principales petrofacies que poseen calidad de reservorio, e identificarse los valores

límite de arcillosidad y porosidad. La figura 4.13 muestra el gráfico realizado y los

parámetros de corte determinados para las petrofacies 1 y 2 (reservorios) y para la

petrofacies 3 (poca o nula calidad de reservorio).

Figura 4.13: Gráfico para la determinación de parámetros de corte.

SHAL_IND= NPHI-PHID

Reservorio Neto

Reservorio Neto

Cut off

Sw= 50%Vcl= 40%Ø= 20%

Cut off

Sw= 50%Vcl= 55%Ø= 18%

Petrofacies 3

Petrofacies 1 y 2


79

4.11. Sumario Petrofísico

Seguidamente se realizó el sumario petrofísico donde se puntualizan las

principales propiedades del área estudiada y en el cual pueden verse reflejadas las

petrofacies presentes y por lo tanto las zonas e intervalos que constituyen los mejores

reservorios. Los Cutoff utilizados corresponden a las de las Petrofacies 1 y 2 debido a

que representan los intervalos con calidad de reservorio. El sumario se realizó por zona

determinada (I, II, III y IV) en cada uno de los pozos evaluados, tomando en cuenta los

siguientes aspectos (Ver anexo 5):

Tope del intervalo

Base del Intervalo

Espesor total

Espesor de arena reservorio (AN)

Relación del espesor reservorio/espesor total (Net to Gross)

Espesor de arena neta petrolífera (ANP)

Volumen Promedio de arcillosidad (Vcl)

Promedio de la porosidad efectiva (Ø)

Promedio de Saturación de agua (Sw)

4.12. Elaboración de Mapas de Isopropiedades

Finalmente, se realizaron los diversos mapas de isopropiedades en la zona

estudiada que muestran una visión global de las propiedades de la zona y sirven como

base para la caracterización del yacimiento desde el punto de vista dinámico. Los mapas

realizados corresponden a la distribución de arena neta total de la zona, y, el volumen de

arcilla, la porosidad y la saturación de agua, presentados como los valores promedios de

cada propiedad por cada una de las zonas definidas.


80

La figura 4.14 muestra de forma esquemática la metodología utilizada.

Figura 4.14: Esquema de la metodología utilizada.

CAPITULO V PRESENTACION Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

81

CAPITULO V

PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

En base a la metodología utilizada, en el presente capítulo se presentan y discuten los

resultados obtenidos en términos de, la determinación de litofacies, la determinación,

propagación y distribución de petrofacies, la evaluación petrofísica (sumarios), y los

mapas de isopropiedades.

5.1 Determinación de Litofacies

A partir de la descripción visual de los núcleos pertenecientes a los pozos C y D se

definieron un total de seis litofacies que se describen a continuación. La discriminación

entre las distintas litofacies, se realizó fundamentalmente en base a los cambios gruesos

granulométricos, texturales y mineralógicos observados. Las descripciones

correspondientes a los núcleos de los pozos 4, C y D pueden verse en el anexo 3.

- Litofacies 1: corresponde a areniscas de grano grueso a medio de color gris a

marrón grisáceo. El grado de escogimiento predominantemente bueno, con

granos subangulares a subredondeados. El grado de bioturbación que presentan

es bajo a nulo. Respecto al grado de impregnación, el cual fue determinado

cualitativamente de manera visual durante de la descripción de los núcleos, la

mayor proporción de esta litofacies muestra alta impregnación (Fig. 5.1-B),

pocos intervalos se presentan sin impregnación de hidrocarburos (Fig. 5.1-A). .

Los espesores de esta facies van desde 3 hasta 15 pies; con un promedio de

aproximadamente 6 pies.

- Litofacies 2: está compuesta por areniscas de grano medio a fino cuyos colores

varían de marrones claros a grisáceos. Muestra un grado de escogimiento bueno

a medio con predominio de granos subredondeados. Puede observarse presencia

de rizaduras, estratificación cruzada y estratificación paralela aunque en ciertas

zonas tiene aspecto masivo. También pudo reconocerse la presencia de clastos de

arcilla en algunos intervalos. El grado de bioturbación de esta facies es bajo a


82

medio, identificándose horadaciones variadas rellenas principalmente de

materiales limosos y arcillosos. El grado de impregnación varía de medio a alto

dependiendo del intervalo, pero en general se encuentran bien impregnadas. Los

espesores de esta facies van desde 0,5 a 21 pies; con un promedio de alrededor

de 8 pies (Fig. 5.2).

Figura 5.1: Litofacies 1. A) Intervalo sin impregnación. B) Intervalo con impregnación.

Figura 5.2: Litofacies 2. A) Intervalo con pobre impregnación, lo cual permite ver el color de la

litofacies. B) Intervalo con impregnación. C) Presencia de bioturbación.

BA

A B C


83

- Litofacies 3: está conformada por los intervalos heterolíticos, los cuales

consisten en una intercalación no uniforme de capas de areniscas de grano muy

fino-fino a medio, generalmente bien escogidas, con capas laminares de arcilla o

lutita. Presentan variaciones en la proporción de arena y arcilla, abarcando desde

zonas predominantemente arenosas hasta zonas donde las capas de arcilla

representan la mayor proporción. Las capas de areniscas tienen espesores que

varían entre 0,5 y 6 cm promedio mientras que las láminas de arcilla no

sobrepasan 2 a 2,5 cm de espesor. Las areniscas se encuentran generalmente bien

impregnadas por lo que su color no se distingue; las capas de lutita por su parte

son de color gris claro. Pueden observarse estratificaciones flaser y ondulada,

algunas rizaduras y estructuras de deformación. El grado de bioturbación en estas

facies es alto y consiste de horadaciones variadas, con formas tubulares e

irregulares que generalmente se encuentran rellenas por materiales arcillosos y

limosos. Los espesores de esta facies van desde 0,5 hasta 6 pies; con un

promedio de alrededor de 2,5 pies (Fig. 5.3).

Figura 5.3: Litofacies 3. Nótese la variación en las proporciones de capas arcillosas y arenosas.

A) Intervalo predominantemente arcilloso. B) Intervalo con proporción equitativa arena-arcilla.

C) Intervalo predominantemente arenoso.

A B C


84

- Litofacies 4: está constituida por las secuencias lutíticas que pueden presentarse

de manera laminada o masiva dependiendo del intervalo. Las lutitas laminadas

presentan colores grisáceos a grisáceos claros, las lutitas masivas por su parte,

muestran principalmente color blanco, aunque en algunos sectores tienen un

color gris claro (Fig. 5.4). La principal estructura sedimentaria reconocida en

estas facies es la laminación paralela. El grado de bioturbación es bajo a

moderado. Los espesores abarcan un rango de 1 a 25 pies, con un promedio de

aproximadamente 9 pies.

Figura 5.4: Litofacies 4. A) Lutita laminar. B) Lutita masiva.

- Litofacies 5: Esta facies agrupa los intervalos de lutitas carbonosas y carbones

identificados en los núcleos. Poseen un color gris oscuro a negro y sus espesores

individuales van desde 0,3 a 3 pies; con un promedio de alrededor de 0,5 pies

(Fig 5.5).

Figura 5.5: Litofacies 5.

A B


85

- Litofacies 6: Involucra las zonas de intervalos apretados o compactos, que se

encuentran generalmente cementados por carbonatos (intervalos sideritizados) o

enriquecidos en óxidos de hierro (Fig. 5.6).

Figura 5.6: Litofacies 6. A) Intervalo sideritizado. B) Intervalo enriquecido en óxidos de hierro.

5.2 Determinación y propagación de petrofacies

Tomando como punto de partida la determinación de las litofacies a partir de la

descripción de núcleos de los pozos 4, C y D, se realizó la calibración e integración de

las mismas con los resultados obtenidos en la interpretación petrofísica, a fin de

determinar las petrofacies, representadas gráficamente como se muestra en la tabla 5.1.

Tabla 5.1: Determinación de Petrofacies.

A B

Areniscas de granomedio a greso

Areniscas de granomedio a fino

Intervalosheterolíticos

Lutitas y/o lutitas limolíticas

Carbón

Intervalosapretados

Petrofacies 1

Petrofacies 2

Petrofacies 3

Petrofacies 4

Petrofacies 5

Petrofacies 6

SHAL_IND =< 0.04 and VCLGR_lin =< 0.2

SHAL_IND =< 0.04 and 0.2 < VCLGR_lin =< 0.4

SHAL_IND > 0.04 and 0,4< VCLGR_lin =< 0.6

SHAL_IND > 0.04 and VCLGR_lin > 0.6

1<VCOA<3, Rhob =< 1.93 gr/cc

Rhob > = 2.35 gr/cc & NPHI =< 0.36


86

Pueden observarse también los lineamientos colocados para la definición de cada

una de ellas, en referencia al volumen de arcilla, la porosidad (SHAL_IND), la densidad

y el neutrón. De esta forma, en base a la integración de la información litológica y la

interpretación de los registros se determinaron seis (6) petrofacies, que se muestran a

continuación.

- Petrofacies 1_ Arena de Grano grueso a medio: corresponde a intervalos

arenosos con poco contenido de arcilla y muy buena porosidad, con valores que

van desde 20% a 40% con un promedio de 30%. Presentan bajos valores de

Gamma Ray; y se muestran con geometrías cilíndricas o tabulares en los

registros. En este tipo de facies los registros de densidad y neutrón tienden a

unirse visualmente en el display petrofísico. Poseen muy buenas características

de reservorio, las permeabilidades 900 a 15000 mD (Fig. 5.7).

Figura 5.7: Petrofacies 1_Arena de grano grueso a medio.


87

- Petrofacies 2_ Arena de grano medio a fino: son zonas arenosas con mayor

contenido de arcilla y menor porosidad, respecto a las petrofacies 1; tienen

mayores valores de Gamma Ray, así como geometrías de campana o embudo

que representan engrosamiento hacia la base o hacia el tope. Poseen buena

calidad de reservorio. Las porosidades son buenas, muestran valores que van

desde 15% a 35%, con un valor promedio de 18 %. Las permeabilidades varían

desde 500 a 10000 mD (Fig. 5.8).

Figura 5.8: Petrofacies 2_Arena de grano medio a fino.

- Petrofacies 3_ Heterolítica: está conformada por los intervalos de

intercalaciones entre arenas y arcillas o limos, los registros no presentan una

tendencia definida, sino términos intermedios que representan la alternancia

entre las litologías. Es una facies bastante heterogénea con baja a nula calidad de

reservorio. Los valores de porosidad pueden variar desde 6 hasta 30%

dependiendo de la proporción arena-arcilla. A pesar de la impregnación en las


88

arenas, debido a la intercalación litológica, la permeabilidad del intervalo es muy

baja, como para permitir la movilización del crudo, ya que la misma se encuentra

restringida a las pequeñas capas de arenas. Por esta razón, hasta los momentos no

se ha pensado en la producción de crudo a partir de estos intervalos (Fig. 5.9).

Los valores de permeabilidad pueden variar desde 30 hasta 10000 mD.

Figura 5.9: Petrofacies 3_Intervalos heterolíticos.

- Petrofacies 4_ Lutita: corresponde a las zonas con alto contenido de sedimentos

finos, consierando lutitas y lutitas- limolíticas. Poseen elevados valores de

volumen de arcilla y bajas porosidades. Puede observarse que en estas facies los

registros de densidad y neutrón tienden a separarse notablemente entre si. En

general constituyen buenos sellos (Fig. 5.10)


89

Figura 5.10: Petrofacies 4_Intervalos Arcillosos.

e) Petrofacies 5_Carbones: está representada por las zonas con carbones con lecturas

de Gamma Ray bastante limpias, o lutitas carbonosas, con mayores valores de gamma

ray, que tienen valores de densidad menores a 1,93 g/cc. En su presencia normalmente el

registro de neutrón lee elevadas porosidades, sin embargo el registro de densidad es la

mejor curva para la identificación de estas facies (Fig. 5.11).

f) Petrofacies 6_Intervalos apretados: involucra intervalos compactos o apretados,

donde el registro de densidad tiene valores mayores a 2,35 g/cc debido a la presencia de

cemento o al enriquecimiento en minerales pesados. Así mismo, la presencia de estos

intervalos genera que el registro de neutrón lea muy bajas porosidades (<0,36) (Fig.

5.12)


90

Figura 5.11: Petrofacies 5_Carbones.

Figura 5.12: Petrofacies 6_Intervalos Apretados.


91

Una vez determinadas las petrofacies en los pozos 4, C y D, y habiendo validado los

resultados obtenidos con la litología presente en los núcleos, se procedió a aplicar el

algoritmo con los lineamientos determinados al resto de los pozos, a fin de extender la

determinación de petrofacies a los pozos que solo poseen información de registros. El

modelo funcionó adecuadamente generando resultados coherentes entre las respuestas de

los registros y las petrofacies resultantes luego de aplicar el algoritmo, en el anexo 4

pueden verse a manera de ejemplo las petrofacies determinadas en cuatro de los pozos

utilizados para el estudio.

En esta etapa se prestó especial atención al resultado de la determinación de

petrofacies en los pozos 15 y 16, ya que al pertenecer a la campaña más reciente de

perforación, y poseer mayor cantidad de registros, representan un dato más confiable o

con menor incertidumbre para la zona. De esta manera, la concordancia entre las

petrofacies determinadas al aplicar el algoritmo y la interpretación petrofísica de los

registros soportaría la validez del modelo de determinación de petrofacies utilizado para

la zona.

Figura 5.13: Determinación de petrofacies en el pozo 15.


92

Figura 5.14: Determinación de petrofacies en el pozo 16.

Los resultados obtenidos se muestran en las figuras 5.13 y 5.14. Como puede

observarse, la determinación de petrofacies es coherente con las respuestas de los

registros en estos dos pozos, los lineamientos establecidos representan de forma

adecuada las lecturas obtenidas a partir de las curvas, en las petrofacies determinadas.

Esto sugiere, por lo tanto, que el algoritmo utilizado para la determinación de petrofacies

a partir de los núcleos descritos y la evaluación petrofísica de los pozos seleccionados,

es válido y representativo para la zona de estudio.


93

5.3 Definición de zonas y distribución de petrofacies.

La columna estratigráfica de la zona de estudio abarca un espesor sedimentario

que va desde el Paleozoico hasta el reciente. El intervalo Paleozóico constituye una

secuencia de lutitas compactas de gran espesor que se encuentra infrayacente a la

secuencia cretácica. El intervalo Cretácico, está constituido por las Formaciones

Canoa y Tigre, denominadas en conjunto Grupo Temblador. El Terciario es la

unidad que contiene los intervalos con mayor prospectividad del área, está

constituido por los sedimentos de la Formación Merecure de edad Oligoceno y de la

Formación Oficina de edad Mioceno Temprano.

De acuerdo al intervalo perforado por los pozos, y a los registros disponibles, la

zona de estudio se centra en la secuencia que abarca desde el Cretácico hasta el

Mioceno Temprano. De esta forma, en base a la estratigrafía de la zona y a la

información proveniente de los núcleos y los perfiles, se identificaron en el área

cuatro intervalos o unidades sedimentarias principales (Fig. 5.15):

- La Zona I correspondiente a la zona superior de la Formación Oficina.

- La Zona II que involucra las arenas basales de la Formación Oficina.

- La Zona III que corresponde a la Formación Merecure.

- La Zona IV correspondiente al Grupo Temblador.

Según los trabajos sedimentológicos-estratigráficos realizados en la Faja

Petrolífera del Orinoco por Fiorillo et al. (1981), PDVSA, (1983), Audemard et al.

(1985), Arstein et al. (1985), entre otros, y las caracterizaciones formacionales

presentes en el Léxico Estratigráfico de Venezuela, cada secuencia definida,

corresponde a un determinado ambiente depositacional que a lo largo de todo el

intervalo varía de continental hasta marino-costero.

La zonificación realizada, permite observar claramente, la distribución o

presencia de las distintas petrofacies en cada uno de los intervalos, conllevando, por

lo tanto, a una mejor caracterización del área de estudio desde el punto de vista


94

petrofísico con el soporte sedimentológico básico necesario. De esta forma pueden

claramente definirse y destacarse los intervalos con mayor prospectividad.

Figura 5.15: Registro tipo del área de estudio con identificación de zonas.

Debido a lo anteriormente expuesto, en esta etapa se observó la distribución de

las petrofacies en cada una de las zonas definidas, obteniendo los resultados que se

muestran a continuación:

Pozo Tipo Edad/Formación

Fm. FreitesMioceno Tardío

Fm.O

fici

na

Mio

cen

o T

em

pra

no

Zona I

Zona II

Fm. MerecureZona III

Oligoceno

Fm. CarrizalPaleozoico

Grupo TembladorZona IV. Cretácico


95

Zona I: Las principales petrofacies presentes son la 4 (lutitas) y la 5 (carbones),

con presencia occasional de intervalos heterolíticos (petrofacies 3). Se esperan, por

lo tanto, bajos porcentajes de arena y un bajo contenido de hidrocarburos. (Fig.

5.16). La sedimentación de la Formación Oficina en el Mioceno Temprano parece

obedecer a repeticiones de ciclos caracterizados por transgresiones marinas,

asociadas a caídas del nivel del mar y progradaciones de la plataforma. Este

intervalo corresponde a la zona superior de la Formación Oficina, por lo que se

observa, la secuencia representa depósitos lagunales dentro de una llanura de marea

en un ambiente marino-costero.

Figura 5.16: Petrofacies en Zona I. A) Pozo con núcleo (4). B) Pozo sin núcleo (16).

Zona II: Esta zona presenta una elevada proporción de petrofacies 2 y 3, con

presencia ocasional de petrofacies 1, e intercalaciones de lutitas y carbones

(petrofacies 4 y 5 respectivamente). Contiene por lo tanto un alto porcentaje de

areniscas, por lo cual constituye un intervalo prospectivo desde el punto de vista de

presencia de reservorio. Estratigráficamente pertenece a la secuencia de Arenas

Basales de la Formación Oficina, para la cual se interpreta un ambiente transicional

que representa las progradaciones de la plataforma. (Figura 5.17).

A B


96

Figura 5.17: Petrofacies en Zona II. A) Pozo con núcleo (D). B) Pozo sin núcleo (16).

Zona III: Esta zona está conformada en su mayor proporción por areniscas masivas

con muy buena calidad de reservorio (petrofacies 1 y 2), contiene la menor

proporción de arcilla de todo el intervalo, constituyendo el intervalo con mayor

prospectividad. Estratigráficamente pertenece a la Formación Merecure dentro de la

secuencia del Oligoceno, depositada en un ambiente fluvial (Fig. 5.18).

Figura 5.18: Petrofacies en Zona III. A) Pozo con núcleo (D). B) Pozo sin núcleo (15).

Zona IV: Contiene petrofacies 1, 2 y 3 con una elevada proporción de petrofacies 1

y 2. Prácticamente no se observan carbones en esta sección pero se presentan

frecuentemente intervalos apretados (petrofacies 6). Estratigráficamente esta zona

corresponde al Grupo Temblador depositado durante el Cretácico, su ambiente de

sedimentación en este caso es interpretado como continental con presencia de

asociaciones de barras de canal y llanura aluvial (Fig. 5.19).

A B

A B


97

Figura 5.19: Petrofacies en Zona III. A) Pozo con núcleo (C). B) Pozo sin núcleo (16).

En la tabla 5.2 se muestra a manera de resumen las zonas definidas con sus

respectivos ambientes interpretados.

Tabla 5.2: Zonas definidas y ambientes interpretados.

Edad Formación Intervalo Ambiente

Mioceno

Temprano

Oficina Zona I Marino-Costero

Oficina Zona II Transicional

Oligoceno Merecure Zona III Fluvial

(Continental)

Cretácico Tigre/Canoa Zona IV Fluvial

(Continental)

A

B


98

5.4 Sumario Petrofísico

A fin de cuantificar los resultados de la evaluación petrofísica para ubicar las

mejores zonas, en cuanto a calidad de roca se refiere, se procedió a realizar el

sumario petrofísico, obteniendo así los valores de arena neta (AN), arena neta

petrolífera (ANP), porosidad (Ø), volumen de arcilla (Vcl), y saturación de agua

(Sw) para los intervalos definidos (Zona I, II, III y IV).

Los parámetros de corte utilizados corresponden a los de las petrofacies 1 y

2, ya que son las que se consideran como buenos reservorios (Ver sección 4.11).

Para discretizar los valores de arena neta petrolífera (ANP) y arena neta (AN) se

requirió de una porosidad mayor o igual a 20%, saturación de agua menor o igual

a 50% y un volumen de arcilla menor o igual a 40%.

En base a los resultados obtenidos, puede observarse de manera general que

los promedios de espesores de arena neta (AN) varían entre 32 y 209 pies para

los intervalos definidos, mientras que los promedios de arena neta petrolífera

(ANP) oscilan entre 8 y 76 pies para el área estudiada indicando que, en

promedio, una fracción menor al 50% de los reservorios presentes en el área

contienen hidrocarburos.

El Volumen de Arcilla (Vcl) se ubica entre 11% y 23% indicando la fuerte

presencia de arenas en la zona de estudio, de igual forma, las porosidades (Ø)

son bastante buenas abarcando un rango entre 26% y 31%. La saturación de

agua (Sw) por su parte muestra valores promedios por intervalo de entre 41 y

82% mostrando la presencia de zonas con capacidad de producción de

hidrocarburos.


99

Tabla 5.3: Espesores de Arena Neta en las zonas definidas.

ARENA NETA (pies)

POZO ZONA I ZONA II ZONA III ZONAIV

1 0,00 124,00 347,25 255,25

2 4,75 132,50 458 360,00

3 1,50 87,00 217,5 408,50

4 51,50 58,50 158 274,50

5 44,50 66,50 173,25 316,75

6 82,00 140,75 216,25 316,50

7 8,00 88,75 130 218,25

8 9,00 154,50 186,5 69,00

9 11,00 148,50 139,75 96,25

10 66,00 131,50 109 39,00

11 62,50 154,00 189,5 57,50

12 54,75 139,00 138,25 52,75

13 22,00 49,50 151 21,50

14 19,50 127,50 111,5 13,50

15 61,75 100,25 226,25 _

16 11,00 85,00 112 38,50

A 37,00 70,00 317,5 583,50

B 24,50 88,50 476,25 576,25

C 41,75 104,75 109

D 27,83 90,73 143,44 59,00

Promedio 32,04 107,09 205,51 208,69

Entre los pozos con mejores espesores de AN y ANP tenemos el 6, 8, 9, 10,

11, 12, 13, 16, C y D (Tablas 5.3 y 5.4). Puede observarse también que los

mayores espesores se encuentran en las zonas II y III.


100

Tabla 5.4: Espesores de Arena Neta Petrolífera en las zonas definidas.

ARENA NETA PETROLÍFERA (pies)


1 0,00 108,50 0,00 0,00

2 0,00 110,50 0,00 0,00

3 0,00 68,50 6,00 0,00

4 32,50 28,00 0,00 0,00

5 31,50 12,50 127,50 0,00

6 25,00 84,50 104,50 0,00

7 2,00 55,50 53,00 0,00

8 4,50 140,00 102,50 0,00

9 2,00 61,00 113,50 0,00

10 49,00 104,00 103,50 9,00

11 48,00 53,00 165,00 47,50

12 47,00 90,25 117,75 24,50

13 17,50 42,50 148,50 18,00

14 0,00 99,00 58,50 0,00

15 31,00 46,50 59,50 _

16 11,00 82,50 112,00 21,00

A 3,00 0,00 5,00 0,00

B 0,00 21,50 0,00 0,00

C 1,50 91,25 102,50 _

D 10,83 36,17 137,50 23,00

Promedio 15,82 66,78 75,84 7,94

En referencia a la porosidad, se observa que el promedio calculado para la

zona I es de 26%, para la zona II es de 30%, para la zona III de 31% y para la

zona IV es de 27%. Determinándose, de esta forma, que las mejores porosidades

corresponden a los intervalos II y III que poseen mayor cantidad de intervalos

arenosos. (Tabla 5.5)


101

Tabla 5.5: Porosidad en las zonas definidas.


1 _ 0,32 0,31 0,28

2 0,27 0,30 0,29 0,28

3 0,23 0,29 0,30 0,28

4 0,25 0,27 0,30 0,26

5 0,25 0,26 0,32 0,27

6 0,28 0,32 0,35 0,30

7 0,23 0,29 0,33 0,29

8 0,26 0,32 0,30 0,28

9 0,23 0,28 0,30 0,27

10 0,30 0,29 0,30 0,24

11 0,28 0,31 0,31 0,26

12 0,32 0,32 0,33 0,29

13 0,26 0,30 0,31 0,28

14 0,23 0,32 0,32 0,24

15 0,30 0,32 0,34 _

16 0,19 0,27 0,27 0,26

A 0,25 0,30 0,31 0,30

B 0,27 0,26 0,30 0,27

C 0,25 0,30 0,33 _

D 0,23 0,28 0,34 0,26

Promedio 0,26 0,30 0,31 0,27

El volumen de arcilla en la zona I tiene un promedio de 23%, en la zona II de

17%, en la zona III el promedio se encuentra alrededor de 11% y en la zona IV el

valor de arcillosidad es de aproximadamente 13% (Tabla 5.6). Los intervalos

con menor arcillosidad están representados por las zonas III y IV debido a las

facies que contienen.


102

Tabla 5.6: Volumen de arcilla en las zonas definidas.


1 _ 0,23 0,13 0,17

2 0,28 0,22 0,12 0,13

3 0,33 0,24 0,12 0,17

4 0,21 0,26 0,13 0,13

5 0,17 0,25 0,09 0,07

6 0,19 0,13 0,08 0,07

7 0,26 0,13 0,12 0,10

8 0,24 0,17 0,20 0,20

9 0,32 0,25 0,19 0,14

10 0,21 0,12 0,12 0,12

11 0,12 0,15 0,10 0,12

12 0,13 0,09 0,04 0,10

13 0,21 0,20 0,18 0,15

14 0,30 0,09 0,11 0,13

15 0,13 0,16 0,04 _

16 0,31 0,11 0,15 0,18

A 0,19 0,20 0,16 0,20

B 0,22 0,14 0,08 0,07

C 0,24 0,15 0,07

D 0,31 0,18 0,04 0,11

Promedio 0,23 0,17 0,11 0,13

Respecto a la saturación de agua, los mayores valores de los reservorios

estudiados corresponden a la zona IV con un promedio de 82%, mientras que el

menor porcentaje se ubica en la zona II con un valor medio de 41%, en las zonas

I y II los valores están en el orden del 59% y 50% respectivamente. Estos valores

muestran indicios de los intervalos a partir de los cuales es factible la producción

de hidrocarburos (Tabla 5.7).


103

Tabla 5.7: Saturación de agua en las zonas definidas.


1 _ 0,34 0,81 0,95

2 0,86 0,28 0,76 0,94

3 0,80 0,32 0,75 0,96

4 0,38 0,50 0,82 0,98

5 0,31 0,62 0,30 0,99

6 0,63 0,38 0,56 0,99

7 0,61 0,37 0,66 0,95

8 0,52 0,25 0,37 0,90

9 0,68 0,45 0,32 0,91

10 0,34 0,36 0,31 0,73

11 0,38 0,58 0,29 0,40

12 0,24 0,34 0,26 0,59

13 0,28 0,21 0,17 0,32

14 0,89 0,31 0,45 0,98

15 0,52 0,47 0,56 _

16 0,31 0,19 0,25 0,51

A 0,88 0,83 0,84 1,00

B 1,00 0,59 1,00 1,00

C 0,87 0,22 0,21 _

D 0,65 0,58 0,21 0,59

Promedio 0,59 0,41 0,50 0,82

A modo general los intervalos que presentan las mejores propiedades

petrofísicas son los definidos como zonas II y III.

En referencia a la permeabilidad, los valores obtenidos para la zona de

estudio varían en un amplio rango de entre 10 y 20000 mD. Sin embargo, al ser

calculada a partir de una relación proveniente de los pocos datos de núcleo

disponibles, sin datos de garganta poral, los valores se presentan como un rango

de permeabilidad absoluta de la zona, y no se discretiza a nivel de zonas ni de

yacimientos.


104

5.5 Mapas de Isopropiedades

La distribución de las propiedades petrofísicas en un área determinada, está

relacionada a las características sedimentológicas de la misma. Una vez

obtenidos los promedios de las propiedades petrofísicas por zona, son graficados

en la zona de estudio para observar tendencias definidas en el área. De esta

forma, los mapas de isopropiedades sirven de base al modelo geológico y

sedimentológico de la zona.

En las figuras (5.20 a 5.32) pueden observarse las distintas tendencias en las

propiedades petrofísicas que permitirán visualizar la dirección preferencial de

sedimentación las mejores arenas en la zona.

En el mapa de arena neta (Fig. 5.20), se puede observar la distribución de

espesores de arena, las cuales representan intervalos con menos de 40% de

arcillosidad y con una porosidad de más del 20%. Los mejores espesores de

arena reservorio se observan hacia la porción Sur-oeste y central del área de

estudio. A modo general los espesores promedio varían entre 150 y 400 pies.

La distribución de arena neta condiciona la distribución del volumen de

arcilla y la porosidad, por lo que estas dos propiedades presentan, en los mapas,

una orientación similar; donde se encuentren las arenas más limpias se tendrá

menor arcillosidad y mejor porosidad como roca yacimiento, esto,

independientemente de la saturación de agua, ya que ésta propiedad depende de

la migración de los fluidos.


105

Figura 5.20: Mapa de Arena Neta en el área de estudio.

Los mapas de porosidad, volumen de arcilla y saturación de agua fueron

realizados para cada intervalo, obteniendo los resultados que se muestran a

continuación.


106

Mapas de Isopropiedades Zona I

- Mapa de Porosidad:

En la figura 5.21 puede observarse la distribución del valor promedio de porosidad en la

zona I. Los mejores valores se encuentran hacia la zona sur-este del área con una

orientación noreste-suroeste. Los valores promedios de porosidad del intervalo se

ubican entre 15 y 25%, disminuyendo notablemente hacia la zona norte del área.

Figura 5.21: Mapa de Porosidad promedio en la zona I.


107

- Mapa de arcillosidad:

En la figura 5.22 se observa la distribución del volumen de arcilla en la zona de

estudio, siguiendo la tendencia de las mejores porosidades, los menores volúmenes

de arcilla se ubican hacia la porción sur este del área, con valores que van desde 10 a

40%, la orientación observada es, igualmente, noreste-suroeste. Hacia la porción

noroeste aumenta notablemente la arcillosidad.

Figura 5.22: Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona I.


108

- Mapa de Saturación de Agua:

La figura 5.23 muestra la distribución del valor promedio de saturación de agua en la

zona I, en general se observan valores elevados en toda el área con valores

aproximados de entre 50-80%. Hacia el extremo sureste del área se observa una

mejor tendencia con valores que pueden llegar hasta 25% de Sw aproximadamente.

Figura 5.23: Mapa de Saturación de agua promedio en la zona I.


109

Mapas de Isopropiedades Zona II


La distribución del valor promedio de porosidad en la zona II puede observarse en la

figura 5.24. Se observan principalmente tres tendencias noreste-suroeste bien definidas

con altos valores de porosidad que van de 20 a 30% estas demarcan posiblemente la

orientación de depositación de canales distributarios.

Figura 5.24: Mapa de Porosidad promedio en la zona II.


110


La figura 5.25 muestra la distribución del volumen de arcilla en el presente intervalo,

se observa una ligera orientación noreste-suroeste al igual que la porosidad, pero en

este caso no se encuentra claramente definida. En general el intervalo presenta

moderados a bajos valores de arcillosidad, comprendidos en un rango entre 12 y

26%.

Figura 5.25: Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona II.


111


En la figura 5.26 puede observarse la distribución del valor promedio de saturación

de agua en la zona II, el aspecto más resaltante es que la tendencia de saturación

sigue de manera fiel la tendencia de porosidad. Las zonas con mejor porosidad

presentan las menores saturaciones de agua, lo cual sugiere que las arenas

desarrolladas en este intervalo contienen considerables cantidades de hidrocarburos.

En las mejores zonas los valores fluctúan entre 10 y 20%.

Figura 5.26: Mapa de Saturación de agua promedio en la zona II.


112

Mapas de Isopropiedades Zona III


En este intervalo puede observarse una clara orientación de las facies más porosas, la

tendencia es similar a la del intervalo II pero posee mejores porosidades, con valores en

el orden de 20 a 35%. Las tendencias observadas posiblemente demarcan canales

fluviales (Fig. 5.27).

Figura 5.27: Mapa de Porosidad promedio en la zona III.


113


En la figura 5.28 se observa la distribución de la arcillosidad en el intervalo III. En

general se tienen bajos valores de volumen de arcilla en todo el intervalo con valores

que van del 5 al 20%. A pesar de que se observa una ligera orientación noreste-

suroeste en la distribución de la propiedad, no se define claramente una tendencia.

Figura 5.28: Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona III.


114


Al igual que en el caso del intervalo II, la distribución de la saturación de agua sigue

de manera fiel la tendencia de porosidad. Lo cual es indicio de que, también es este

intervalo, las arenas desarrolladas contienen importantes cantidades de

hidrocarburos. En las mejores zonas los valores fluctúan entre 5 y 20% (Fig. 5.29).

Figura 5.29: Mapa de Saturación de agua promedio en la zona III.


115

Mapas de Isopropiedades Zona IV


La figura 5.30 muestra la distribución de la porosidad promedio en la zona IV. Los

mejores valores se encuentran hacia la zona sur del área, con una porosidad de entre 15 y

20%. En este caso se observa una tendencia norte-sur en la distribución de la propiedad,

lo cual denota un cambio en el proceso de sedimentación respecto a los otros intervalos.

Figura 5.30: Mapa de Porosidad promedio en la zona IV.


116


De forma análoga al intervalo III, la distribución del volumen de arcilla muestra que,

en general, en este intervalo se tiene una baja arcillosidad con valores que van del 5

al 20%, y una elevada presencia de arenas. Así mismo, a pesar de que se observa una

ligera orientación norte-sur en la distribución de la propiedad, no se define

claramente una tendencia (Fig.5.31).

Figura 5.31: Mapa de Volumen de arcilla promedio en la zona IV.


117


Por último, en la figura 5.32 puede observarse la distribución promedio de la

saturación de agua en el intervalo IV. La tendencia de saturación de agua sigue la

tendencia de porosidad, lo cual sugiere que las arenas desarrolladas en este intervalo

pueden contener hidrocarburos, sin embargo los valores de esta propiedad, en

general, son bastante mayores respecto a los otros intervalos, lo cual le resta

prospectividad. En las mejores zonas los valores fluctúan entre 30 y 50%.

Figura 5.32: Mapa de Saturación de agua promedio en la zona IV.


118

En base a los resultados obtenidos, puede observarse que las mejores

propiedades petrofísicas se ubican hacia el sur del área estudiada con una tendencia

general noreste-sureste, y corresponden a los intervalos II y III pertenecientes a la zona

inferior del Mioceno Temprano y al Oligoceno, respectivamente. Puede decirse entonces

que los mismos constituyen, por lo tanto, las zonas con mayor prospectividad dentro del

área de estudio en la Faja Petrolífera del Orinoco.

5.6 Principales ventajas y desventajas de la metodología utilizada

Una vez realizado el presente trabajo especial de grado, y analizados los resultados,

puede indicarse que entre las principales ventajas de la metodología utilizada se tiene

que:

- Puede trabajarse a partir de un conjunto de datos relativamente básico, lo cual es

bastante frecuente en el ámbito de exploración de hidrocarburos.

- Es una metodología sencilla que permite la determinación de facies con un buen

nivel de precisión ya que los resultados cotejaron adecuadamente con la

descripción de núcleos.

- Constituye un método confiable para la caracterización general de una zona

como la seleccionada para este estudio, que ofrece una forma práctica de

trabajar, ya que puede realizarse a través de cualquier software sencillo de

petrofísica, sin redes neuronales ni otros métodos elaborados que darían al

estudio una mayor complejidad y por lo tanto un mayor tiempo y costo asociado.

Entre las principales desventajas se pueden mencionar:

- La aplicabilidad está restringida a yacimientos con características similares al

estudiado, conformado por rocas clásticas con bajo grado de consolidación.

- Se basa en un método grueso muy útil para el área de exploración, pero carece

del detalle necesario para hacer una caracterización refinada de los yacimientos

de la zona.

CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

119

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

- La presente metodología de determinación de petrofacies se realizó en base a los datos

correspondientes a un total de 20 pozos, 16 de ellos ubicados dentro del área de estudio y

4 ubicados en zonas vecinas.

- A partir de la descripción de 3 núcleos se definieron un total de seis litofacies: (1)

areniscas de grano grueso a medio, (2) areniscas de grano medio a fino, (3) intervalos

heterolíticos (4), lutitas (5), carbones, y (6) intervalos apretados.

- Se observó una correlación satisfactoria entre las petrofacies determinadas a partir de los

resultados de las evaluaciones petrofísicas y las litofacies interpretadas en los núcleos de

los pozos 4, C y D.

- El modelo de propagación de petrofacies, en los pozos que solo contienen información

de registros, funcionó adecuadamente generando resultados coherentes entre las

respuestas de los registros y las petrofacies determinadas.

- El algoritmo utilizado para la determinación de petrofacies a partir de los núcleos

descritos y la evaluación petrofísica de los pozos seleccionados, es válido y

representativo para la zona de estudio.

- Los principales cambios estratigráficos del área representan las cuatro zonas definidas en

el intervalo de estudio. La zona I corresponde al intervalo superior de la Formación

Oficina del Mioceno temprano; la zona II corresponde al intervalo basal de la misma

formación; la zona III corresponde a la Formación Merecure del Oligoceno; y la zona 4

representa al Grupo Temblador, correspondiente al Cretácico.


120

- En referencia a la evaluación petrofísica, la porosidad fue calculada a partir del registro

de densidad; el volumen de arcilla se calculó mediante el modelo de Larionov; la

saturación de agua se calculó por medio del modelo de Indonesia, y la permeabilidad se

estimó a partir de los datos de dos de los núcleos disponibles en el área.

- En base a los resultados obtenidos a partir de la evaluación petrofísica y los mapas de

isopropiedades, las zonas II y III constituyen los intervalos con mayor prospectividad

dentro del área de estudio, y las mejores características petrofísicas se ubican hacia el sur

de la zona estudiada.

- La metodología aplicada permite la determinación de petrofacies de una forma sencilla y

con un buen nivel de precisión, representando así, un método confiable para la

caracterización general de una zona como la seleccionada para este estudio. Sin embargo,

a pesar de que constituye un método grueso muy útil para el área de exploración, carece

del detalle necesario para hacer una caracterización refinada de los yacimientos de la

zona.


121

6.2 RECOMENDACIONES

- Efectuar la evaluación petrofísica del resto de los pozos no incluidos en este estudio

mediante la aplicación de modelos y parámetros derivados en el presente trabajo, a fin de

sustentar con mayor cantidad de datos los mapas de isopropiedades.

- Mejorar la certidumbre del modelo petrofísico y de las petrofacies determinadas, con la

adición de información de los perfiles modernos de alta tecnología y análisis especiales

de núcleos tomados recientemente en la zona.

- Incluir los datos de análisis especiales de núcleo presentes en el área a fin de estimar con

mayor precisión la permeabilidad de los yacimientos.

- Realizar la sincronización de la interpretación de perfiles con pruebas de producción en la

zona estudiada a fin de dar mayor soporte a los resultados obtenidos.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

122


ARCHIE, G. E. 1950. Introduction to Petrophysics of Reservoir Rocks. Bulletin of the

American Association of Petroleum Geologists. Vol. 34. No. 5. PP. 943-961.

ARSTEIN R. 1997. Formación Oficina. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/o2w.htm. Consulta 11 de Julio 2011.

ASQUIT, G., GIBSON, C.1982. Basic Well Log Analysis for Geologists. Methods in

Exploration Series. American Association of Petroleum Geologists. Tulsa, Oklahoma,

USA. 220p.

AUDEMARD F., I. AZPIRITXAGA, P. BAUMANN, A. ISEA & M. LATREILLE.

1985. Marco Geológico del Terciario de la Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela.

Memorias VI Congreso Geológico Venezolano, Caracas, 1:70-108

BAAMONDE J. M. 1997. Formación Mesa. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/m40w.htm. Consulta 13 de Julio 2011.

BAKER ATLAS LOGGING SERVICES. 2005. Introduction to Wireline Log Analysis.

Houston. Baker Hughes Inc. Inédito. 312 p.

BEJARANO, C. 2008. Tertiary Stratigraphy and Sedimentary Environments of the Oil

Bearing Sands of the Orinoco Oil Belt, Venezuela, South America. World Heavy Oil

Conference, Beijing, China, November, Proceedings, Paper 770, 7 p.

BLANCO, M., & BAENA L.2010. Caracterización petrofísica y sedimentológica del

campo Zuata de la Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela. Ponencia presentada en: VI

Congreso Uruguayo de Geología. 10p.


123

BURKILL Y GIUSTI, 1983. RTD 3(4) The Orinoco Heavy Oil Belt. 11th World

Petroleum Congress, Agosto- Septiembre, London. UK. Conference Paper. 12p.

CAMPOS V. 1997. Formación Merecure. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/ m38w.htm. Consulta 10 de Agosto 2013.

COATES G., L. XIAO. & M. PRAMMER. 1999. Registros Eléctricos RMN. Principios

y Aplicaciones. Halliburton Energy Services. Houston, TX. USA. 251p.

DJEBAR, T., DONALDSON, E.C. 2004. Petrophysics. Elsevier. 2da edición.

Burlington. USA.

DUGARTE J. 2008. Estudio estratigráfico de la secuencia oligo-miocena al sur del

área de Junín en la Faja Petrolífera del Orinoco aplicando registros de alta tecnología.

Trabajo Especial de Grado, Departamento de Geología, Escuela de Geología, Minas y

Geofísica. Facultad de Ingeniería, Universidad Central de Venezuela 244p.

ERLICH, R., BARRET, S. 1992. Petroleum Geology of the Eastern Venezuela Foreland

Basin.En: Foreland Basin and Fold Belts. Edited by Roger W. Macqueen and Dale A.

Leckic. Geological Surveyof Canada. AAPG, Mem. 55. Oklahoma. Pp:341-362.

ESCALONA N. 19971. Formación Canoa. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/c18w.htm. Consulta 9 de Julio 2013.

ESCALONA N. 19972. Formación Tigre. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/t27w.htm. Consulta 9 de Julio 2013.

ESCALONA N. & P. JAM. 19971. Formación Hato Viejo. Código Geológico de

Venezuela http://www.pdvsa.com/lexico/ h2w.htm. Consulta 2 de Julio 2013.


124

ESCALONA N. & P. JAM. 19972. Formación Carrizal. Código Geológico de

Venezuela ttp://www.pdvsa.com/lexico/ c55w.htm. Consulta 2 de Julio 2013.

GONZÁLEZ DE JUANA, J., J. ITURRALDE, & X. PICARD. 1980. Geología de

Venezuela y de sus Cuencas Petrolíferas. Caracas. Ediciones Foninves, V.2, 620 p.

HALLIBURTON/ WELEX. 1981. Introducción al análisis de los registros de pozos.

Halliburton Company. Petróleo Internacional.119p.

INTERNATIONAL ENERGY ANNUAL 2004. Energy Information Administration.

Found at http://www.eia.doe.gov/pub/international/iealf/tablee2.xls. Consulta 7 de julio

de 2013.

JAGELER A.H. y MATUSZAK D.R. (1972). Use of Well Logs and Dipmeters in

Stratigraphic-Trap Exploration: Geologic Exploration Methods. AAPG Special

Volumes. V.M 16, 107- 135.

JAM P. 19971. Formación Freites. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/ f4w.htm. Consulta 3 de Julio 2008.

JAM P. 19972. Formación Las Piedras. Código Geológico de Venezuela.

http://www.pdvsa.com/lexico/ l80w.htm. Consulta 3 de Julio 2011.

KOPPER, R., KUPECZ, J., CURTIS, C., COLE, T., DORN, D., COPLEY, J., MUÑOZ,

A., CAICEDO, V. 2001. Reservoir Characterization of the Orinoco Heavy Oil Belt:

Miocene Oficina Formation, Zuata Field, Eastern Venezuela Basin. Society of

Petroleum Engineers. 69697. 16p.

http://www.eia.doe.gov/pub/international/iealf/tablee2.xls


125

LÓPEZ, L., LO MÓNACO, S. 2010. Geoquímica de crudos de la faja petrolífera del

Orinoco, Cuenca Oriental de Venezuela. Rev. Fac. Ing. UCV v.25 n.2 Caracas jun. 2010

MINISTERIO DE ENERGÍA Y PETROLEO. 2011. Reservas en la Faja Petrolífera del

Orinoco. Artículo Informativo. www.menpet.gob.ve/noticias.php? option=view&idNot.

Consulta 2 de mayo de 2011.

PARNAUD F., YOU I., PASCAL J.C., TRUSKOWSKI I., GALLANGO O.

PASSALACQUA H. & F. ROURE.1995. Petroleum Geology of the Central Part of the

Eastern Venezuelan Basin. en Tankard, A.J., Suarez S., R., and Welsink, H.J., eds.,

Petroleum basins of South America: American Association of Petroleum Geologists

Memoir 62, p. 741-756.

PETERS, E.J. 1997. Petrophysics. Publication of Department of Petroleum and

Geosystems Engineering. University of Texas, Austin, USA. 1049p.

PETROCEDEÑO. (Erika Pardo, Jhonny Casas, José Marcos, Denys Delgado, Miguel

Expósito, Jean Paul Bellorini) 2006. Integración de la data fisicoquímica y geológica

para la construcción del modelo del acuífero en SINCOR, Faja del Orinoco, Venezuela..

Ponencia en IX Congreso Geológico Venezolano.12p.

PETRÓLEOS DE VENEZUELA S.A. 1983. Evaluación Exploratoria de la Faja

Petrolífera del Orinoco. Area Zuata. Volúmenes IV & V.

RIZZO, S. 2010. “Edición Especial Faja Petrolífera del Orinoco”. Infogas. Boletín

Informativo de la Asociación Venezolana de procesadores de gas. Año 6. nº 17. 9p.

ROSADO V. 2007. Identificación y caracterización de los reservorios en las secuencias

terciarias en el área del Alto Machete y Arco Monasterios al sur del estado Guárico.

http://www.menpet.gob.ve/noticias.php?%20option=view&idNot


126

Trabajo Especial de Grado, Departamento de Geología, Escuela de Geología, Minas y

Geofísica. Facultad de Ingeniería, Universidad Central de Venezuela. 158 p.

SAPUTRA, I. 2008. Shale Volume Calculation. Hampson Rusell a CGG Veritas

Company publication. 6p.

SCHLUMBERGER. 1991. Log Interpretation Principles/ Applications. Schlumberger

Educational Services, Sugar Land, USA. 198 p.

SCHLUMBERGER. 1972. Log Interpretation Charts. Schlumberger Educational

Services, Sugar Land, USA. 180 p.

TOVAR. 2008. Estudio sedimentológicos de núcleos en el área Junín de la Faja

petrolífera del Orinoco. Eni-Pdvsa Reporte interno.60p.

WYLLIE, M. R. J.1960. Log Interpretation in Sandstone Reservoirs. Geophysics. 25,

No.4, 748 p.

ANEXOS

127

ANEXOS

ANEXOS

128

Anexo 1: Guías para la descripción de núcleos

ANEXOS

129

Anexo 2: Criterios para asignación numérica de propiedades en la descripción de núcleos.

Granulometría: Tamaño de grano

Conglomerática 1

La numeración se hace de esta forma para que exista concordancia con el GR, de esta manera ambos siguen

las mismas tendencias.

Arena muy gruesa 2

Arena gruesa 3

Arena Media 4

Arena Fina 5

Arena muy fina 6

Limolita 7

Arcilla 8

Lutita Carbonosa y Carbón 9

Impregnación de Petróleo

Muy Buena MB 1 Se realiza de esta forma porque generalmente la

mejor impregnación se asocia al # 1. Al cargarlo se coloca la escala de forma adecuada para que siga la

misma tendencia que la rsistividad.

Buena B 2

Moderada M 3

Pobre o residual P 4

Sin Impregnación SI 5

Laminaciones

Abundante A 4

Escala creciente Moderada M 3

Pocas P 2

Sin Laminaciones SL 1

Bioturbación

Abundante A 4

Escala creciente Moderada M 3

Pobre P 2

Sin bioturbación SB 1

Clastos

Abundantes A 4

Escala creciente Moderados M 3

Pocos P 2

Sin Clastos SC 1

ANEXOS

130

Anexo 3: Descripción de núcleos (pozos C, D y 4)

3.1 Descripción del núcleo del pozo C

Intervalo (ft) POZO C

Tope Base Desripción

852 852.67 Carbón

852.68 860 Lutita gris claro en general masivo, presencia de ligeras laminaciones de material orgánico hacia la base, presenta marcas de raíces a lo largo de todo el intervalo

860.01 867 Intercalación de lutitas, limolitas y arenas de grano muy fino impregnadas de forma moderada a pobre. Se tiene mayor proporción de lutita en el tope y mayor proporción de arena hacia la base. Bioturbación moderada.

867.01 892

Lutita, masiva color gris claro (en general) con tonalidades rojizas de variable intensidad. Alrededor de un 80% calcáreo. Presenta intervalos sideritizados y algunos restos orgánicos. En 875’ se observa una fractura con crudo. En el intervalo comprendido entre 874’-876’ se observan algunas láminas de arena impregnada y limolita

892.01 912 No hay núcleo

912.01 917.5 Arena de grano muy fino a fino muy bien impregnada con moderadas laminaciones de lutita/limolita (la mayoría de color rojizo) más abundantes en la zona entre 914’-915’.

917.51 919 Carbón

919.01 926.75 Lutita masiva, color gris claro, hacia la base se tiene presencia de raíces en forma abundante (paleosuelo).

926.76 930 Lutita sideritizada (presenta grandes nódulos de siderita color rojizo)

930.01 932 Limolita arcillosa con algunas (pocas) láminas de arena fina a muy fina pobremente impregnadas.

932.01 938.67 Arena de grano fino muy fino, buena impregnación con escasas láminas de lutita/limolita.

938.68 939 Carbón

939.01 942.42 Lutita carbonosa color gris medio a oscuro con abundantes laminaciones

942.43 948 Lutita gris clara masiva

948.01 950 Limolita con muy pobre impregnación. En la base se observa una pequeña capa de arena con pobre a moderada impregnación.

950.01 954 Limolita a arenisca de grano muy fino- fino con buena a muy buena impregnación, mayor proporción de limolita en el tope pero hacia la base las capas de arena se hacen cada vez más gruesas.

954.01 958.42 Intercalación de capas gruesas de arenisca de grano fino muy bien impregnada con pequeñas capas de limolita

958.43 970 Arena de grano fino a medio muy bien impregnada




980.01 988.25 Arena de grano fino a medio muy bien impregnada

ANEXOS

131



999.01 999.5 Intervalo de limolita sideritizada y con óxidos de hierro (ligeramente calcárea).

999.51 1001.5 Arena de grano fino/muy fino, buena impregnación, intercalaciones con algunas capas pequeñas de arcilla


1013.01 1018 Limolita con moderada a pobre impregnación escasas laminaciones. (Paleosuelo)

1018.01 1024.42 Intercalación lutita-limolita arena muy fina, donde las arenas se encuentran moderadamente impregnadas. A medida que avanza hacia la base aumenta notablemente la proporción de capas arcillosas y el espesor de las mismas.

1024.43 1025.42 Arena fina a muy fina con buena a muy buena impregnación

1025.43 1043.42 Intercalación lutita-limolita-arena muy fina. Las arenas se encuentran pobremente impregnadas. La proporción de lutita incrementa hacia la base. Abundantes laminaciones

1043.43 1050 Arena de grano fino a muy fino con muy buena impregnación


1053.01 1063.5 Arena de grano fino a muy fino con muy buena impregnación

1063.51 1070.33 Lutita blanquecina con tonalidades rojizas, presencia de raíces en forma moderada a abundante particularmente en la zona media del intervalo

1070.34 1072 Limolita masiva color marrón grisáceo


1073.01 1076.5 Arena muy fina bien impregnada con moderadas laminaciones de limolita intercaladas a lo largo del intervalo.

1076.51 1113 Arena de grano medio a grueso muy bien impregnada.

1113.01 1118.25 Arena conglomerática muy bien impregnada (zona basal del oligoceno)

1118.26 1121 Lutita masiva color gris muy claro (blanquecina-caolinitizada) intensa bioturbación por raíces (paleosuelo).

1121.01 1124 Limolita arcillosa, masiva

1124.01 1125.67 Paleosuelo arenoso totalmente meteorizado, muestra una arena bastante arcillosa con abundantes raíces y fuerte bioturbación.

1125.68 1148.83 Arena de grano fino a medio (mayor proporción de grano fino) bien a muy bien impregnada, presencia de zonas alteradas (alteración caolinitica).

1148.84 1159 Arena de grano medio a grueso (mayor proporción de grano medio) bien a muy bien impregnada. Se ve bastante alterada por la falta de conservación del núcleo.

1159.01 1174 Arena de grano fino en el tope que luego varía entre fino y medio y se intercala con capas de lutita caolinitizada (lutita blanquecina). La arena también se ve alterada por la falta de conservación del núcleo

1174.01 1176 Arena de grano medio con muy buena impregnación, en este intervalo prácticamente ya no se ve la alteración caolinítica.

1176.01 1178.33 Arena de grano medio muy bien impregnada intercalada con capas de lutita caolinitizada (lutita blanquecina)

1178.34 1182.75 Arena de grano medio-grueso muy bien impregnada

1182.76 1184.33 Arena conglomerática muy meteorizada (suelo). Se ve bastante alterada por la meteorización y la presencia de raíces

1184.34 1188.75 Lutita intensamente oxidada (fuerte color rojizo) en el tope, el grado de

ANEXOS

132

oxidación (la coloración rojiza) disminuye hacia la base donde se torna más blanquecina

1188.76 1209 Arena de grano medio a grueso muy meteorizada (caolinitizadas). Se observan intervalos con óxidos de hierro que se alternan con intervalos arcillosos totalmente caolinitizados


1454.01 1472.67 Paleozoico_ argilita gris – gris verdosa, dura, masiva y densa.

3.2 Descripción del núcleo del pozo D

Intervalo POZO 4

Tope Base Descripción

1370 1378 Lutita color gris medio, laminación paralela a sub-paralela, presencia de capas más o menos rítmicas de óxidos de Hierro (limonita y siderita)

1378.01 1378.17 No hay núcleo

1378.18 1379 Carbón-Lutita carbonosa

1379.01 1385.58 Lutita color gris claro, en general masivo con presencia de ligeras laminaciones hacia la base, marcas de raíces a lo largo de todo el intervalo (pequeños puntos morados)

1385.59 1386.58 Lutita color gris medio a oscuro con laminaciones paralelas a sub- paralelas, intervalo sideritizado en el tope de aproximadamente ½’ y ½’ adicional de óxidos de hierro. En el registro las dos lutitas se ven como un solo bloque en el GR pero si puede verse una distinción en las otras curvas.

1386.59 1387.5 No hay núcleo

1387.51 1390.5 Continua la lutita color gris medio a oscuro con laminaciones paralelas a sub- paralelas.


1392.01 1396 Carbón

1396.01 1397.17 Lutita carbonosa abundantes laminaciones, pequeñas láminas rítmicas de materia orgánica. En el registro se ve como una lutita pero se observa como baja la densidad aunque no de forma tan intensa como un carbón

1397.18 1404 Lutita color gris claro, masiva, con ligeras laminaciones hacia la base, presencia de raíces a lo largo del intervalo (pequeños puntos morados).

1404.01 1406 Intervalo de intercalaciones lutita-limolita en el tope la lutita está sideritizada y luego presenta una coloración rojiza que sugiere la presencia de óxidos de hierro.

1406.01 1410 Limolita, (fina a muy fina) color gris oscuro, presenta hacia la base intercalaciones con láminas de lutita y de material carbonoso (material orgánico)

1410.01 1416.33 Carbón

1416.34 1417.75 Lutita color gris claro masiva en el tope, carbonosa hacia la base donde se observa la presencia de moderadas laminaciones

1417.76 1419.42 Carbón

1419.43 1423.42 Lutita gris clara masiva, presencia de raíces y paleosuelo hacia la base

1423.43 1428 Intercalaciones de lutitas, láminas de material orgánico y pequeñas capas de

ANEXOS

133

limolita pobremente impregnadas, bioturbación moderada en general y abundante hacia el tope. El principal efecto en el registro es que aumenta un poco la resistividad.

1428.01 1430 Lutita color gris medio, abundantes laminaciones.Presencia de intervalos oxidados e intercalaciones de material orgánico

1430.01 1436 Lutita gris clara masiva en el tope, se hace laminar hacia la base donde se observan laminaciones muy finas y abundantes algunas de las cuales son de material orgánico. Presencia de pequeñas raíces a lo largo del intervalo.

1436.01 1443.67 Lutita laminar gris medio a gris oscuro con abundantes laminaciones presencia de intervalos de 2” a 3” sideritizados y con óxidos de hierro. Bioturbación pobre hacia la base.

1443.68 1449.92 Intercalaciones de limolitas y lutitas con presencia de intervalos sideríticos y con óxidos de hierro (aproximadamente en 1443’5”) las limolitas presentan moderada impregnación, se observan abundantes laminaciones hasta 1447’ a partir de allí las laminaciones se hacen más discretas y se hacen más delgadas las láminas de limolita.

1449.93 1451.17 Arena de grano muy fino a limolita (limolita arenosa) bien impregnada con pobre laminación hacia la base.

1451.18 1454.3 Intercalaciones de lutitas, limolitas y arenas de grano muy fino impregnadas de forma moderada. En el intervalo se tiene presencia de rizaduras en las zonas laminadas y de raíces.

1454.31 1455 Arena de grano fino-muy fino, bien impregnada

1455.01 1457.58 No hay núcleo

1457.59 1459.1 Intercalación de lutitas laminares de color gris claro, con limolitas y areniscas de grano muy fino con pobre impregnación, las láminas individuales se encuentran bien impregnadas pero como son pocas en promedio el paquete completo muestra pobre impregnación.


1461.01 1470 Lutita laminar con intercalaciones de capas de limolita muy pobremente impregnadas, en el tope se tienen intervalos sideritizados de 1” de espesor (1465’- 1465’11”) y con óxidos de hierro (no muestran efervescencia) en 1466’7”, presencia de huellas de raíces.


1472.01 1483.5 Lutita color gris medio a oscuro, laminar con intervalos de óxidos de hierro.

1483.51 1484.17 Limolita con óxidos de hierro (posible paleosuelo)

1484.18 1489 Lutita masiva color gris claro con abundantes raíces a lo largo del intervalo.

1489.01 1490 Lutita laminar color gris claro-medio sin raíces.

1490.01 1491.5 No hay núcleo

1491.51 1494 Lutita laminar, color gris claro a medio, sin raíces.

1494.01 1501.42 Lutita masiva color blanquecino-gris claro con presencia de raíces

1501.43 1505.92 Lutita laminar, color gris medio a oscuro, presenta intercalación con láminas de limolita con pobre impregnación en el intervalo 1501’11” (donde se observa pobre bioturbación) a 1503’.

1505.93 1510.17 Lutita masiva color gris claro con presencia de raíces que se hacen más abundantes hacia la base.

ANEXOS

134

1510.18 1511.42 Lutita masiva color gris claro. En el registro se ve un pico de radiactividad

1511.43 1522.3 Arenisca de grano fino a muy fino con intercalaciones limolíticas-lutiticas, abundantes laminaciones y bioturbación abundante hacia el tope. Las areniscas en la zona bioturbada presentan pobre impregnación pero en el resto del intervalo (a partir de 1517’) se destacan claramente las laminaciones y las arenas se encuentran bien impregnadas, sin bioturbación y hay presencia de raíces.

1522.31 1535.92 Lutita color gris, presencia de intervalos oxidados, a 1524’se encuentra un intervalo más limolítico y oxidado/sideritizado de aproximadamente 7”

1535.93 1537.83 Arenisca de grano muy fino intercalada con limolita, abundantes laminaciones, impregnación de moderada a pobre, bioturbación abundante hacia el tope y pobre hacia la base.

1537.84 1541.67 Lutita masiva color gris claro presenta algunas laminaciones hacia el tope y un intervalo ligeramente oxidado hacia la base


1550.01 1553.58 Arena de grano medio muy bien impregnada

1553.59 1557.92 Lutita color gris oscuro, abundantes laminaciones limolíticas que se encuentran pobremente impregnadas.

1557.93 1561.42 Arena de grano fino a medio en la base que se hace fina a muy fina en el tope. Se observa bioturbación abundante en el tope y escasa hacia la base, muy buena a buena impregnación

1561.43 1571.42 No hay núcleo

1571.43 1574.42 Intercalación lutita, limolita y algo de arena fina (con moderada impregnación), bioturbación moderada a abundante. En este intervalo el núcleo se encuentra en mal estado (caótico).

1574.43 1579.75 Arenisca de grano fino con buena impregnación, presencia de láminas de lutita y limolita que se hacen más frecuentes y gruesas hacia la base.

1579.76 1585.25 Lutita gris oscura laminar con presencia de zonas oxidadas y sideritizadas.

1585.26 1586.42 Limolitas y areniscas muy finas pobremente impregnadas, muy poca bioturbación en el tope que se hace abundante hacia la base.


1590.01 1590.83 Lutita limolítica color gris medio con abundantes laminaciones.

1590.84 1598.58 Arena bien a muy bien impregnada bioturbación pobre a moderada en el tope (específicamente en las 2” iniciales del intervalo) el tamaño de grano varía de muy fino a fino en el tope que pasa a ser medio y vuelve a ser fino a muy fino en la base del intervalo. Presenta escasas laminaciones.

1598.59 1609.67 Lutita limolítica laminar a limolita con abundantes laminaciones, posee intervalos anóxicos (colores verdosos) y óxicos (colores rojizos) intercalados. La proporción va desde mayormente limolita en el tope a mayormente lutita en la base.


1610.01 1614 Lutita limolítica con abundantes laminaciones, se hace mas limolítica hacia el tope, posee intervalos oxidados (colores rojizos) más o menos intercalados. Hay un intervalo sideritizado de aproximadamente 2” de espesor a 1612’8”. La base es un paleosuelo (zona oxidada con presencia de raíces).

1614.01 1620 Intercalaciones de arenisca de grano muy fino, limolita y algo de lutita, las arenas muestran moderada a pobre impregnación, bioturbación moderada a

ANEXOS

135

intensa n el tope (con un espesor de aproximadamente 1 ft) luego se tienen abundantes laminaciones en su mayoría paralelas pero hay presencia de pequeñas rizaduras. El intervalo se hace más lutitico hacia la base.

1620.01 1621 Carbón

1621.01 1625.42 Lutita gris medio a oscuro con abundantes laminaciones paralelas, intervalos anóxicos y óxicos aproximadamente intercalados.

1625.43 1626 Intervalo de arena fina a muy fina con moderada a buena impregnación

1626 1627.92 Lutita gris medio a oscuro con abundantes laminaciones paralelas, intervalos anóxicos y óxicos aproximadamente intercalados.

1627.93 1629.42 Arena fina buena impregnación en el tope y pobre impregnación hacia la base donde se va convirtiendo en limolita.


1630.01 1644,83 Arena de grano muy fino a medio muy bien impregnada, presenta algunas láminas de lutita intercaladas

1644.83 1645 Carbón

1645.01 1646.5 Lutita limolítica bastante laminar con pequeñas láminas de material carbonoso intercalado.

1646.51 1650 Arena de grano muy fino a medio muy bien impregnada, laminación moderada

1650.01 1657.2 Paquete heterolítico: Arena de grano fino muy fino bien impregnada con laminaciones de lutita/limolita en determinados intervalos; en estas zonas laminadas la impregnación es pobre. En el tope el intervalo es un paleosuelo (mayormente limolita) con pobre bioturbación. La laminación es muy abundante en la base y va de abundante a escasa de forma cíclica hacia el tope donde se vuelve mayormente limolita.

1657.21 1657.6 No hay núcleo

1657.61 1660 Continúa el paquete heterolítico

1660.01 1662 Lutita masiva color gris claro

1662.01 1668.75 Intercalaciones de arena muy fina con pobre impregnación, limolita y lutita, abundantes laminaciones. Se tiene un área intensamente bioturbada en la zona media del intervalo.


1670.01 1670.92 Lutita masiva color gris claro ligeramente oxidada.

1670.93 1675 Paquete heterolítico: arenas de grano fino a muy fino, bien impregnadas, intercaladas con intervalos lutíticos y limolíticos. Laminaciones abundantes a muy abundantes. Presencia de dos fallas syn-sedimentarias.

1675.01 1676 Arena media a fina muy bien impregnada

1676.01 1678 Paquete heterolítico: arenas de grano fino a muy fino, bien impregnadas, intercaladas con intervalos lutíticos y limolíticos. Laminaciones abundantes a muy abundantes. Presencia de dos fallas syn-sedimentarias.Pequeño intervalo oxidado de 2” de espesor hacia la base de la secuencia.

1678.01 1679 Lutita laminar ligeramente oxidada (muestra un color rojizo).

1679.01 1681.25 Limolita laminar pobremente impregnada con intercalaciones de material carbonoso.

1681.26 1682.58 Arena de grano muy fino, oscura (puede ser por la presencia de material orgánico) muy liviana (parece suelo con matriz arenosa). Puede corresponder a

ANEXOS

136

un intervalo observado en el registro a 1685’ que muestra una presencia de gas muy pequeña.

1682.59 1684.2 Arena muy fina con impregnación de moderada a buena

1684.2 1686.5 Intervalo heterolítico: pequeñas capas de arena muy fina que se intercalan con capas lutíticas/limolíticas cuya proporción se hace mayor hacia la base donde presenta escasa bioturbación.

1686.51 1688 Lutita masiva color gris claro-blanquecino con algunos intervalos oxidados (color rojizo).

1688.01 1691.5 Intercalación de lutitas y limolitas pobremente impreganadas, laminación abundante, bioturbación abundante en el tope, presencia de intervalos oxidados hacia la base (coloración rojiza).

1691.51 1692 Arenisca limolítica con buena impregnación intercalada con limolitas no impregnadas, posee laminaciones moderadas a abundantes. Se observan fallas en el estrato

1692.01 1693.5 Carbón

1693.51 1696.58 Arenisca de grano fino bien impregnada

1696.59 1697.17 Carbón

1697.18 1701 Lutita masiva color gris claro-blanquecino, presencia de raíces y bioturbación moderada a abundante (desde el medio del intervalo hacia la base).

1701.01 1706 Arenisca de grano fino a muy fino muy bien impregnada, laminaciones moderadas a abundantes, intensa bioturbación en el tope, pequeñas capas o láminas limolíticas a lo largo del intervalo que muestran bioturbación.


1710.01 1713.25 Conglomerado, clastos redondeados pero con poca esfericidad (lo cual indica un derrumbe en el ambiente depositacional) compuesto por fragmentos de óxido (estos son los redondeados), y fragmentos de limolita, lutita y arena fina bien impregnada (pertenecientes a la formación). Los clastos varían desde 1 a 4 o 5 cm de longitud.

1713.26 1720 Arena de grano fino a muy fino, muy bien impregnada, laminaciones moderadas a abundantes, con pequeñas capas limolíticas-lutiticas que presentan escasa bioturbación.


1730.01 1731.42 Lutita masiva color gris claro, se hace limolítica hacia la base, presencia de raíces.

1731.43 1732.3 Arena de grano fino pobremente impregnada con clastos limolíticos/lutíticos y/u otros fragmentos líticos que van de 2 a 4 mm. Presencia de bioturbación moderada por raíces.

1732.31 1732.83 Lutita carbonosa con abundantes laminaciones

1732.84 1735.92 Lutita blanquecina masiva

1735.93 1738 Intercalación limolita/ lutita/ arena muy fina, las arenas se encuentran impregnadas. Bioturbación moderada a abundante en el tope del intervalo.

1738.01 1739.5 No hay núcleo

1739.51 1740.1 Continua la intercalación limolita/ lutita/ arena muy fina, las arenas se encuentran impregnadas.


1742.01 1760 Arena de grano medio con muy buena impregnación, en 1751’ pasa ser de grano

ANEXOS

137

fino y en 1755’11” vuelve a ser de grano medio hasta el final del intervalo donde se observan pequeños clastos.


1766.01 1770 Arena de grano fino muy bien impregnada. Presenta algunos clastos


1775.01 1777.33 Arena de grano fino a medio muy bien impregnada, se observan clastos de 2-3 mm hacia la base

1777.34 1782.67 Arena de grano fino a medio muy bien impregnada con algunas laminaciones de lutita

1782.68 1790 Arena de grano medio que se afina hacia la base, buena a moderada impregnación en algunas zonas


1810.01 1814.25 Arena micro-conglomerática, grano medio-grueso con gran cantidad de clastos variables entre 2,3,4 mm en su mayoría parecen ser fragmentos líticos. Muy buena impregnación.

1814.26 1815.92 Arena fina con algunos clastos hacia la base, buena impregnación, en general buen escogimiento.

1815.93 1818.92 Arena de grano grueso a medio con algo de matriz más fina, muy bien impregnada, abundantes clastos de 2-3mm

1818.93 1822 Arena de grano medio a fino muy bien impregnada, que se alterna con algunos intervalos que tienen clastos en forma moderada a abundante. Hacia la base mantiene el grano de medio a fino.

1822.01 1830 Arena de grano medio, muy buena impregnación

1830.01 1839 Intercalación de arena media y arena fina, muy buena impregnación, presenta intervalos con cantidad moderada de clastos e intervalos sin clastos.


1840.01 1842.6 Arena de grano medio muy bien impregnada, presencia de algunos clastos

1842.61 1844.6 No hay núcleo

1844.61 1850 Arena de grano fino a medio en el tope que pasa a ser de grano medio en la zona media del intervalo donde presenta abundantes clastos líticos y vuelve a ser de grano fino-medio hacia la base. Muy buena impregnación

1850.01 1858.4 No hay núcleo

1858.41 1865.58 Arena de grano fino a medio muy bien impregnada a bien impregnada en la base

1865.59 1869.75 Arena con matriz de grano fino a medio con clastos que van de moderados a abundantes. Impregnación buena a moderada ( en forma prácticamente intercalada). Presencia de algunas zonas caolinitizadas.


1870.01 1874 Arena con matriz de grano fino a medio abundantes clastos, la impregnación varía de moderada a pobre (base del oligoceno, sugiere presencia de agua).

1874.01 1880 Lutita blanquecina (caolinitizada) ligeramente laminar con abundantes marcas de raíces. Se ve en el registro como un pico en la radiactividad. (Tope del Cretácico)

1880.01 1881 Suelo arenoso limolítico color de gris a gris claro, fuertemente bioturbado y con abundantes raíces

1881.01 1883.5 No hay núcleo

ANEXOS

138

1883.51 1889.5 Suelo arenoso limolítico color de gris a gris claro, fuertemente bioturbado y con abundantes raíces


1895.01 1906.17 Arenisca de grano fino muy bien impregnada con laminaciones de lutita (caolinítica, solo se observa una lámina gris) que aumentan su proporción hacia el tope.

1906.18 1918.6 No hay núcleo

1918.51 1926.5 Lutita blanquecina (caolinitizada) ligeramente laminar.

1926.51 1927.3 No hay núcleo

1927.3 1928 Lutita blanquecina (caolinitizada) masiva.

1928.01 1928.7 No hay núcleo

1928.71 1933.5 Lutita blanquecina (caolinitizada) ligeramente laminar. En 1929’tiene un intervalo ligeramente calcáreo y más limolítico.

1933.51 1935 Intervalo limolítico/ lutitico color gris medio, presencia de raíces, bioturbación abundante.

1935.01 1943.42 Arena de grano fino muy bien impregnada en el tope, presenta algunas intercalaciones con láminas bastante delgadas de lutita blanquecina, hacia la base pasa a ser de grano medio con abundantes clastos e impregnación moderada.

1943.43 1945 Lutita limolítica masiva, blanquecina (caolinitizada), bioturbación en la base.

1945.01 1947.5 Arenisca de grano muy fino a fino, pobre impregnación en el tope, luego mejora en la zona media y vuelve a ser pobre en la base

1947.51 1955 Lutita blanquecina ligeramente laminar

1955.01 1957.5 No hay núcleo

1957.51 1961.1 Lutita blanquecina ligeramente laminar, abundante presencia de raíces

1961.1 1961.6 No hay núcleo

1961.61 1965 Lutita masiva blanquecina, presencia de raices (pobre) a lo largo del intervalo

1965.01 1972 Arenisca de grano muy fino a fino, buena impregnación; en el tope (de 1965’-1966’2”) se tiene una fuerte bioturbación, una mayor proporción de limos y abundantes raíces.

3.3. Descripción de núcleo pozo 4 realizada por Tovar (2008):

Según la descripción sedimentológica del pozo con núcleo SDZ0076 realizada por Tovar (2008), se tienen las siguientes características de base a tope.

1934’-1931’: Lutita blanca deleznable, de textura talcosa.

1914’-1910’: Arena de grano medio subredondeada a subangular mal escogida, impregnada de hidrocarburo. Intervalo muy mal preservado.

1907´-1910’: Lignito.

1909’-1906’: Lutita carbonosa pardo oscura levemente.

1909’-1846’: Intervalo no recuperado.

ANEXOS

139

1846’-1817’: Arena microconglomerática no consolidada subangular a subredondeada, mal

escogida. Se observan abundantes granos de cuarzo.

1817’-1786’: Intercalación limolítica marrón rojiza, con dispersos horizontes de arena de grano

fino ligeramente saturada de hidrocarburo.

A 1791´5´´ espesa capa de arena fina ligeramente saturada de hidrocarburo. Hacia el tope del

intervalo se presentan laminaciones de arena fina con estructuras de deformación en arenas

(slump).

1774’-1766’: Limolita con laminaciones de arena fina. Se observa laminación paralela y

lenticular de arena fina ligeramente saturada de hidrocarburo. Hacia la base del intervalo las

laminaciones de arena son de mayor espesor y más frecuentes. Hacia el tope del intervalo se

presentan nódulos de Siderita.

1765´3´´-1764’: Secuencia granodecreciente de arena fina a limolita, al tope del intervalo se

presentan escasas bioturbaciones rellenas de arena fina ligeramente saturadas de

hidrocarburos. Se observan dispersas esferulitas de siderita, efervescencia leve.

1764’-1756’6’’: Intervalo limolitico color pardo con esferulitas de óxido de hierro abundantes en

todo el intervalo. abundancia de paleoraíces a 1760’9’’.

A 1759’5’’ se presenta arena deleznable color pardo de grano muy fino subredondeados, bien

escogida. Efervescencia moderada.

1754’9’’-1749’7’’: Limolita con laminaciones paralelas de arena fina bien escogida

subredondeada con laminaciones locales entrecruzadas y onduladas, así como también

microfallamiento a 1752’7’’. Abundantes esferulitas de óxido de hierro en todo el intervalo.

Efervescencia moderada.

1748’1’’-1732’: Intervalo limolítico color pardo con abundantes esferulitas de óxido de hierro en

todo el intervalo y con gran cantidad de paleoraíces al tope. A 1735’ lignito de espesor

aproximado de 30 centímetros, hacia la base se observan escasas bioturbaciones.

Efervescencia moderada.

1732’-1727’6’’: Arena de grano fino moderadamente escogida subredondeada, no consolidada

moderadamente disturbada por bioturbaciones y paleoraíces. Abundantes esferulitas de óxido

de hierro en todo el intervalo. Efervescencia leve.

1727’6’’- 1720’6’’: Limonita marrón rojiza con ocasionales intercalaciones de arena fina

subredondeada bien escogida. Gran cantidad de esferulitas de óxido de hierro en todo el

intervalo. Efervescencia moderada a leve.

1720’6’’-1712’2’’: Intercalación de limolita carbonosa gris oscuro con lignitos físiles. Hacia la

base del intervalo se observan escasas huellas de paleoraíces, mientras que al tope

abundantes esferulitas de óxido de hierro. A 1715’3’’ lutita carbonosa de 15 cm. de espesor

color gris oscuro. Efervescencia leve.

ANEXOS

140

1716’2’’-1710’4’’: Secuencia heterolítica constituida por arenas finas subredondeadas bien

escogidas y limolitas, se presentan laminaciones locales entrecruzadas y onduladas, así como

también microfallamiento a 1713’. Moderadamente disturbada por bioturbaciones y paleoraíces

hacia el tope del intervalo.

1710’4’’-1712’9’’: Arena de grano fino bien escogida subredondeada, saturada de

hidrocarburo.

1712’9’’-1696’1’’: Limolita con laminaciones paralelas de arena fina bien escogida

subredondeada con laminaciones locales onduladas. Hacia el tope del intervalo esferulitas de

óxido de hierro. Se observa invasión de lodo de perforación paralela a las laminaciones.

1696’1’’-1694’: Arena microconglomerática no consolidada subangular a subredondeados mal

escogida. Se observan abundantes granos de cuarzo.

1694’-1685’4’’: Secuencia limolítica, con abundantes horizontes rojizos moderadamente

disturbada por bioturbaciones rellenas de arena de muy grano fino ligeramente saturada de

hidrocarburo.

1685’4’’-1657’1’’: Arena de grano fino a medio subredondeada moderadamente escogida, se

presentan laminaciones locales onduladas. Se encuentra moderadamente disturbada por

paleoraíces al tope del intervalo y bioturbaciones rellenas de arena de grano muy grano fino

ligeramente saturada de hidrocarburo.

Se observa invasión de lodo de perforación paralela a las laminaciones.

1657’1’’-1655’8’’: Limolita con ocasionales intercalaciones de arena fina subredondeada bien

escogida, levemente disturbada por paleoraíces. Se presentan restos de madera petrificada al

tope.

1655’8’’-1645’: Secuencia heterolítica constituida por arenas de grano fino subredondeadas

bien escogidas y limolitas marrón rojizo, se presenta microfallamiento al tope del intervalo.

Bioturbaciones rellenas de arena de muy grano fino ligeramente saturada de hidrocarburo hacia

la base.

1645’-1640’: Intervalo deformado con abundantes microfallamientos constituido por una

intercalación de lutitas marrón rojiza y arenas de grano fino subredondeada a subangular bien

escogida ligeramente saturadas de hidrocarburo. Hacia la base del intervalo se presentan dos

horizontes de arena fina saturada de hidrocarburo de aproximadamente 10 centímetros de

espesor.

1640’-1631’: Alternancia de limolitas y lutitas rojizas, hacía la base granocrecencia en el

tamaño de grano hasta arenas de grano fino.


ANEXOS

141

1623’-1555’: Alternancia de limolita y arena de grano fino subredondeada moderadamente

escogida, con horizontes rojizos de Siderita y ocasionales clastos de óxido de hierro.

Se presentan abundantes bioturbaciones rellenas de arena de grano fino moderadamente

saturada de hidrocarburo. El intervalo presenta microfallamiento al tope.

1555’-1551’: Alternancia de limolita y arena fina moderadamente escogida subredondeada,

abundantes bioturbaciones rellenas de arena de grano fino moderadamente saturada de

hidrocarburo. Se presentan laminaciones locales entrecruzadas de ángulo bajo.

1551’-1547’: Alternancia de limolitas y lutitas con dispersos horizontes y laminaciones rojizas

de Siderita.


1541’-1524’: Arena de grano fino subredondeada a subangular moderadamente escogida con

laminaciones de arena fina y locales laminaciones entrecruzadas de ángulo bajo, se presentan

laminaciones rojizas de Siderita; así como también nódulos de oxido de hierro. Se encuentra

moderadamente disturbada por paleoraíces


1517’-1507’: Alternancia de limolita y arena de grano fino subredondeada a subangular

moderadamente escogida con disturbación moderada por bioturbaciones rellenas de arena de

muy grano fino saturada de hidrocarburo. Se muestran laminaciones rojizas de óxido de hierro.

Hacia la base del intervalo se observan clastos de oxidación.


1509’-1504’7’’: Alternancia de limolitas y lutitas con coloraciones grises a marrones con

laminaciones rojizas de oxido de hierro.

1504’7’’-1478’: Alternancia de limolita y arena de grano fino subredondeada a subangular

moderadamente escogida con disturbación moderada por bioturbaciones rellenas de arena

grano fino saturada de hidrocarburo. Hacia la base se presentan horizontes de lignitocon

espesores que van desd 5 y 10 centímetros.


1459’-1431’6’’: Alternancia de limolitas y lutitas con coloraciones grises a rojizas. Hacia el tope

se presenta horizonte de 30 centímetros de espesor. Efervescencia de leve a moderada.

1431’6’’-1379’: Intercalaciones de limolita y arena de grano fino subredondeada a subangular

moderadamente escogida disturbada bioturbaciones. Se muestran laminaciones rojizas. Hacia

el tope lignito de 10 centímetros de espesor.


ANEXOS

142

1374’-1363’: Alternancia de limolitas y lutitas con coloraciones grises a rojizas, esferulitas y

nódulos de Siderita. A 1374’ arena de grano fino fosilífera, en contacto gradual con limolita

infrayacente.

1367’-1362’: Arena de grano medio saturada de hidrocarburo.

Anexo 4. Resultados del análisis petrofísico en los pozos 1,5,7 y 9.

4.1 Pozo 1

ANEXOS

143

4.2 Pozo 5

ANEXOS

144

4.3 Pozo 7.

ANEXOS

145

4.4 Pozo 9.

ANEXOS

146

Anexo 5. Sumarios petrofísicos por intervalos

- Zona I

- Zona II

Borehole

Name Tope (ft)

Base MD

(ft)

Espesor

Neto (ft)

Arena

Neta (ft) N/G Porosidad Vcl Sw ANP (ft) Porosidad Vcl Sw

1 1374.00 1652.00 278.00 0.00 0.00 _ _ _ 0.00

2 1394.00 1637.00 243.00 4.75 0.02 0.27 0.28 0.86 0.00

3 1047.00 1359.00 312.00 1.50 0.00 0.23 0.33 0.80 0.00

4 1157.00 1442.00 285.00 51.50 0.18 0.25 0.21 0.38 32.50 0.29 0.17 0.24

5 1068.00 1303.00 235.00 44.50 0.19 0.25 0.17 0.31 31.50 0.30 0.11 0.14

6 1044.00 1295.00 251.00 82.00 0.33 0.28 0.19 0.63 25.00 0.36 0.10 0.31

7 1182.00 1452.00 270.00 8.00 0.03 0.23 0.26 0.61 2.00 0.30 0.14 0.22

8 966.00 1244.00 278.00 9.00 0.03 0.26 0.24 0.52 4.50 0.32 0.23 0.40

9 958.00 1226.00 268.00 11.00 0.04 0.23 0.32 0.68 2.00 0.27 0.35 0.45

10 1170.00 1420.00 250.00 66.00 0.26 0.30 0.21 0.34 49.00 0.29 0.16 0.28

11 877.00 1179.00 302.00 62.50 0.21 0.28 0.12 0.38 48.00 0.32 0.07 0.27

12 863.00 1120.00 257.00 54.75 0.21 0.32 0.13 0.24 47.00 0.36 0.12 0.21

13 920.00 1154.00 234.00 22.00 0.09 0.26 0.21 0.28 17.50 0.31 0.18 0.22

14 1083.00 1274.00 191.00 19.50 0.10 0.23 0.30 0.89 0.00

15 1214.00 1455.00 241.00 61.75 0.26 0.30 0.13 0.52 31.00 0.36 0.06 0.18

16 870.00 1164.00 294.00 11.00 0.04 0.19 0.31 0.31 11.00 0.22 0.31 0.31

A 1181.00 1517.00 336.00 37.00 0.11 0.25 0.19 0.88 3.00 0.33 0.19 0.45

B 1414.00 1806.00 392.00 24.50 0.06 0.27 0.22 1.00 0.00

C 560.00 810.00 250.00 41.75 0.17 0.25 0.24 0.87 1.50 0.27 0.15 0.18

D 1323.00 1546.08 223.08 27.83 0.12 0.23 0.31 0.65 10.83 0.29 0.26 0.33

ZONA I

Borehole

Name Tope (ft)

Base MD

(ft)

Espesor

Neto (ft)

Arena


1 1652.00 1916.00 264.00 124.00 0.47 0.32 0.23 0.34 108.50 0.33 0.23 0.32

2 1637.00 1915.00 278.00 132.50 0.48 0.30 0.22 0.28 110.50 0.31 0.21 0.23

3 1359.00 1664.00 305.00 87.00 0.29 0.29 0.24 0.32 68.50 0.29 0.22 0.27

4 1442.00 1633.00 191.00 58.50 0.31 0.27 0.26 0.50 28.00 0.27 0.20 0.39

5 1303.00 1551.00 248.00 66.50 0.27 0.26 0.25 0.62 12.50 0.28 0.20 0.41

6 1295.00 1500.00 205.00 140.75 0.69 0.32 0.13 0.38 84.50 0.36 0.09 0.21

7 1452.00 1663.00 211.00 88.75 0.42 0.29 0.13 0.37 55.50 0.32 0.09 0.25

8 1244.00 1480.00 236.00 154.50 0.65 0.32 0.17 0.25 140.00 0.33 0.16 0.22

9 1226.00 1428.00 202.00 148.50 0.74 0.28 0.25 0.45 61.00 0.32 0.19 0.24

10 1420.00 1615.00 195.00 131.50 0.67 0.29 0.12 0.36 104.00 0.30 0.10 0.28

11 1179.00 1423.00 244.00 154.00 0.63 0.31 0.15 0.58 53.00 0.33 0.08 0.31

12 1120.00 1334.00 214.00 139.00 0.65 0.32 0.09 0.34 90.25 0.34 0.06 0.19

13 1154.00 1342.00 188.00 49.50 0.26 0.30 0.20 0.21 42.50 0.31 0.18 0.17

14 1274.00 1480.00 206.00 127.50 0.62 0.32 0.09 0.31 99.00 0.33 0.07 0.20

15 1455.00 1703.00 248.00 100.25 0.40 0.32 0.16 0.47 46.50 0.35 0.09 0.32

16 1164.00 1414.00 250.00 85.00 0.34 0.27 0.11 0.19 82.50 0.26 0.11 0.18

A 1806.00 2053.00 247.00 70.00 0.28 0.30 0.20 0.83 0.00

B 1517.00 1772.00 255.00 88.50 0.35 0.26 0.14 0.59 21.50 0.27 0.16 0.45

C 810.00 1045.00 235.00 104.75 0.45 0.30 0.15 0.22 91.25 0.31 0.14 0.16

D 1546.08 1740.31 194.23 90.73 0.47 0.28 0.18 0.58 36.17 0.31 0.12 0.31

ZONA II

ANEXOS

147

- Zona III

- Zona IV

Borehole

Name Tope (ft)

Base MD

(ft)

Espesor

Neto (ft)

Arena


1 1916.00 2499.00 583.00 347.25 0.60 0.31 0.13 0.81 0.00

2 1915.00 2552.00 637.00 458 0.72 0.29 0.12 0.76 0.00

3 1664.00 2019.00 355.00 217.5 0.61 0.30 0.12 0.75 6.00 0.29 0.11 0.30

4 1633.00 1921.00 288.00 158 0.55 0.30 0.13 0.82 0.00

5 1551.00 1739.00 188.00 173.25 0.92 0.32 0.05 0.30 127.50 0.31 0.05 0.29

6 1500.00 1730.00 230.00 216.25 0.94 0.35 0.05 0.56 104.50 0.36 0.04 0.27

7 1663.00 1845.00 182.00 130 0.71 0.33 0.12 0.66 53.00 0.32 0.17 0.29

8 1480.00 1722.00 242.00 186.5 0.77 0.30 0.18 0.37 102.50 0.30 0.17 0.30

9 1428.00 1641.00 213.00 139.75 0.66 0.30 0.18 0.32 113.50 0.29 0.17 0.29

10 1615.00 1775.00 160.00 109 0.68 0.30 0.12 0.31 103.50 0.28 0.12 0.31

11 1423.00 1651.00 228.00 189.5 0.83 0.31 0.06 0.29 165.00 0.29 0.05 0.28

12 1334.00 1522.00 188.00 138.25 0.74 0.33 0.04 0.26 117.75 0.32 0.04 0.25

13 1342.00 1555.00 213.00 151 0.71 0.31 0.16 0.17 148.50 0.29 0.16 0.16

14 1480.00 1618.00 138.00 111.5 0.81 0.32 0.11 0.45 58.50 0.32 0.08 0.33

15 1703.00 1976.34 273.34 226.25 1.00 0.34 0.04 0.56 59.50 0.35 0.04 0.35

16 1414.00 1651.00 237.00 112 0.47 0.27 0.15 0.25 112.00 0.25 0.15 0.25

A 2053.00 2668.00 615.00 317.5 0.52 0.31 0.16 0.84 5.00 0.32 0.26 0.42

B 1772.00 2350.00 578.00 476.25 0.82 0.30 0.05 1.00 0.00

C 1045.00 1180.00 135.00 109 0.81 0.33 0.07 0.21 102.50 0.32 0.06 0.20

D 1740.31 1887.30 146.99 143.44 0.98 0.34 0.04 0.21 137.50 0.32 0.04 0.19

ZONA III

Borehole

Name Tope (ft)

Base MD

(ft)

Espesor

Neto (ft)

Arena


1 2499.00 3228.00 729.00 255.25 0.35 0.28 0.17 0.95 0.00

2 2552.00 3252.00 700.00 360.00 0.51 0.28 0.13 0.94 0.00

3 2019.00 2630.00 611.00 408.50 0.67 0.28 0.17 0.96 0.00

4 1921.00 2460.00 539.00 274.50 0.51 0.26 0.13 0.98 0.00

5 1739.00 2325.00 586.00 316.75 0.54 0.27 0.07 0.99 0.00

6 1730.00 2240.00 510.00 316.50 0.62 0.30 0.07 0.99 0.00

7 1845.00 2270.00 425.00 218.25 0.54 0.29 0.10 0.95 0.00

8 1722.00 2008.00 286.00 69.00 0.25 0.28 0.20 0.90 0.00

9 1641.00 1935.00 294.00 96.25 0.37 0.27 0.14 0.91 0.00

10 1775.00 1970.00 195.00 39.00 0.20 0.24 0.12 0.73 9.00 0.25 0.14 0.30

11 1651.00 1830.00 179.00 57.50 0.32 0.26 0.12 0.40 47.50 0.27 0.12 0.35

12 1522.00 1646.00 124.00 52.75 0.43 0.29 0.10 0.59 24.50 0.32 0.07 0.36

13 1555.00 1644.00 89.00 21.50 0.24 0.28 0.15 0.32 18.00 0.29 0.12 0.28

14 1618.00 1740.00 122.00 13.50 0.11 0.24 0.13 0.98 0.00

15 _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

16 1651.00 1921.56 270.56 38.50 0.21 0.26 0.18 0.51 21.00 0.28 0.12 0.35

A 2668.00 4008.22 1340.22 583.50 0.46 0.30 0.20 1.00 0.00

B 2350.00 3197.00 847.00 576.25 0.71 0.27 0.07 1.00 0.00

C _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

D 1887.30 2060.68 173.38 59.00 0.36 0.26 0.11 0.59 23.00 0.27 0.14 0.39

ZONA IV

determinaciÓn de petrofacies en la zona central del...

Documents